Татьяна ГОРЛАТОВА
Аспирант, Сибирский государственный индустриальный университет
E-mail: gorlatovato@mail.ru

Татьяна ПЕТРОВА
Профессор, д. э. н.,
Сибирский государственный
индустриальный университет
E-mail: ptrvt@mail.ru

Введение

Жесткие экономические санкции и общемировые тенденции перехода к экологически чистой экономике вынуждают российские энергетические предприятия не только поддерживать, но и усиливать свою устойчивость и способность развиваться. Современная оценка устойчивости и рыночной стоимости компании основана не только на финансовых показателях, но и на таких важных факторах как деловая репутация, корпоративный бренд, социальная и экологическая ответственность, интеллектуальные ресурсы [1].
Устойчивое развитие горнодобывающего предприятия, предполагающее способность компании поддерживать динамику роста социально-­экономических показателей, обеспечивая реализацию минерально-­ресурсного потенциала с учетом экологических требований и интересов персонала организации и общества в целом, значительно видоизменяется в период кризиса и требует адаптации существующих методов управления эффективностью и персоналом с учетом отраслевых особенностей.
Задачей настоящей работы является анализ существующих проблем угольной отрасли, рассмотрение возможных перспектив развития и разработка мероприятий, позволяющих сохранить квалифицированный персонал в условиях кризиса.

Влияние кризиса

В рамках проведения исследования были изучены официальные отчеты региональных органов исполнительной власти, официальные показатели работы угольной отрасли, опубликованные в средствах массовой информации. Также были рассмотрены исследования и тренды 2024–2025 гг. в области поддержания устойчивого развития и управления персоналом российских предприятий.
Источниками эмпирической базы послужили данные Федеральной службы государственной статистики (Росстат), отчеты региональных органов исполнительной власти, публикации ведущих отраслевых экспертов и аналитические материалы специализированных изданий.
Кризис в угольной отрасли обусловлен несколькими ключевыми факторами, среди которых важную роль играют экономические, экологические и технологические аспекты. В 2024 г. угольная отрасль столкнулась с новым этапом снижения объемов продаж. Замедление экономического развития в Китае, увеличение доли «зеленой» энергетики в развитых государствах и переизбыток добываемого угля относительно потребностей привели к резкому снижению его цены.
Снижение спроса на уголь происходит по всему миру и обусловлено увеличением добычи собственного угля в Китае, тарифными вой­нами, объявленными Президентом США Дональдом Трампом, негативно повлиявшими на все сырьевые товары и логистику этих товаров. Также на российских производителей значительное влияние оказало укрепление национальной валюты, которое привело к нерентабельности поставок угля за пределы России [2]. Неопределенность ситуации не позволяет в настоящее время спрогнозировать глубину возможного падения цен на уголь и точно определить стратегии дальнейшего развития.

Ситуация на Кузбассе

Кузбасс (Кемеровская область) не стал исключением. Кузнецкий бассейн, являющийся лидером среди российских регионов по объемам угледобычи, обеспечивал свыше половины общероссийского производства угля. Богатые залежи высококачественного топлива, мощные угольные пласты и значительные объемы запасов полезного ископаемого позволяют считать Кузбасс одним из важнейших мировых центров угольной индустрии. Согласно официальной статистике Министерства угольной промышленности региона, в 2024 г. в регионе добыто 198,4 млн т угля, что на 15,8 млн руб. т (или на 7,3%) меньше по сравнению с 2023 г. Также снизился и объем экспорта угля в 2024 г. до 102 млн руб. т или на 10,4% по сравнению с прошлым годом. За период январь-май 2025 г. угольщиками Кузбасса отгружено 71,6 млн т угля, что на 5,8% ниже, чем за аналогичный период 2024 г. Экспортные поставки угля составили 43,6 млн т, что на 2,6% ниже уровня 2024 г. Общий объем переработки угля на предприятиях Кузбасса составил 62 млн т, что на 12,2% ниже прошлогоднего уровня и соответствует 75,8% добычи. [3].

Рынок труда Кузбасса

Ситуация в угольной отрасли Кузбасса оказала значительное влияние и на рынок труда. В первую очередь происходит частичная приостановка ставших нерентабельными угольных шахт, разрезов. Снижение производственных мощностей угледобывающих предприятий влечет за собой высвобождение персонала. Те предприятия угольной отрасли, которые еще продолжают свою работу, также проводят мероприятия по снижению объемов добычи, что ведет к приостановке работы специализированной техники: самосвалов, экскаваторов, погрузчиков и других машин, заморозке работ по монтажу новых добычных лав. И если еще в 2023 г. эксперты говорили о растущем дефиците кадров, связанном с развитием угледобывающей отрасли и ростом объемов производства, то уже к концу 2024 г. часть угольных предприятий Кузбасса значительно сократила прием квалифицированных специалистов в связи со снижением производственных мощностей. Как результат – численность персонала, занятого непосредственно добычей и переработкой угля, составила 95 тыс. человек, что на 2 тыс. меньше, чем за аналогичный период прошлого года [3].
Текущее состояние отрасли оказывает значительное влияние на социально-­психологический климат в коллективах угледобывающих предприятий. Дальнейшее же развитие угольных компаний требует сохранения наиболее квалифицированных сотрудников угольной отрасли, способных сделать свой вклад в процессы повышения операционной эффективности, рост производительности труда и сохранение технологического и интеллектуального потенциала угледобывающих предприятий.

12 апреля 2025 г. Правительством Российской Федерации утверждена Энергетическая стратегия Российской Федерации до 2050 г. В стратегии обозначены внешние и внутренние вызовы для развития топливно-­энергетического комплекса. К внешним вызовам относится переориентация экспорта российских энергоресурсов на Восток и рост логистических издержек, ограничительные меры, оказывающие влияние на повышение эффективности развития топливно-­энергетического комплекса, а также увеличение спроса на энергоресурсы в странах Азии, обусловленный динамичным ростом развивающихся экономик.
Внутренние вызовы включают необходимость развития инфраструктуры для переориентации потоков в страны Восточного направления и снижения издержек, необходимость повышения качества и расширения номенклатуры угольной продукции, повышение эффективности переработки и обогащения угольной продукции. Также одним из внутренних вызовов обозначен дефицит квалифицированных рабочих и инженерных кадров вследствие негативных демографического и миграционного трендов в угледобывающих регионах [4].
Кризисный период в любой отрасли является временем новых возможностей. Когда привычные методы и стратегии перестают работать, появляется необходимость искать новые пути развития и адаптации. Стремительное изменение экономической среды и необходимость предприятий оперативно реагировать на такие изменения требует внедрения процессного подхода в управлении затратами, основанного на выделении основных бизнес-­процессов, проведении анализа их эффективности и непрерывном улучшении.
Для поддержания устойчивого развития предприятия в условиях возрастающей неопределенности, многовариантности развития и внешних потрясений, порождающих новые угрозы, видится необходимым внедрение процессного подхода к управлению затратами. Однако переход к процессному управлению сопряжен с рядом трудностей, включающих трансформацию корпоративной культуры, позволяющей добиться поддержки процессного управления со стороны сотрудников, интеграцию новых методов хозяйствования с действующими управленческими структурами, обеспечение регулярного мониторинга и обновление процессов [5].
В условиях кризиса повышение операционной эффективности производственных предприятий выходит на первый план. Одним из главных преимуществ процессного управления затратами выступает возможность эффективного контроля затрат. Примером такого управления может служить опыт корпорации Toyota, внедрившей концепцию бережливого производства (Lean), что позволило ей существенно сократить производственные издержки и повысить качество продукции благодаря устранению излишних действий [6]. Несмотря на то, что не все инструменты бережливого производства компании Toyota можно использовать на российских предприятиях, основные принципы поиска потерь и формирование карт создания ценностей вполне применимы и успешно внедряются. Еще недавно организации увеличивали эффективность труда преимущественно путем оптимизации технологических и организационных процессов и сокращения штата сотрудников. Однако, по данным результатов исследования производительности и оплаты труда в крупнейших по выручке российских компаниях за 2012–2023 гг., проведенного исследователями Высшей школы бизнеса НИУ ВШЭ в 2024 г., наблюдается изменение приоритетов: наиболее популярным способом повышения производительности стало совершенствование бизнес-­процессов (55% респондентов), далее следуют мероприятия по повышению квалификации работников благодаря корпоративному обучению (48%) и внедрение инновационных информационных технологий и автоматизации (45%). Увольнения теперь занимают лишь шестую позицию среди факторов улучшения эффективности, поскольку нехватка квалифицированных специалистов вынуждает предприятия сохранять кадровый состав даже при уменьшении объемов производства [7].
Большую роль в устойчивом развитии играет формирование команды, способной достигать поставленных целей. Результативность работы команды зависит от компетенций ее участников. Тренд на сохранение повышения эффективности трудовых ресурсов становится наиболее актуальным в наши дни. Согласно исследованиям Высшей школы экономики, тенденция на сохранение персонала, его развитие и удержание занимает 7 место в топ‑10 главных HR-трендов 2025 г. [8].
В этом смысле вполне понятен переход от термина «трудовые или человеческие ресурсы», к термину «человеческий капитал компании». Стабильно работающая система развития управления знаниями способствует развитию творческого потенциала работников, повышению производственного потенциала компаний, совершенствованию производственных процессов и формированию стратегических компетенций менеджмента. Уровень профессиональных знаний и навыков команды руководителей оказывает значительное влияние на качество и скорость принимаемых управленческих решений, а высокий уровень профессионализма рабочего персонала позволяет быстрее внедрять необходимые изменения. Эти факторы управления персоналом создают предпосылки для непрерывного повышения эффективности производства, обеспечивая возможность гибкого сочетания ресурсов, технологий и опыта для стабильного роста и устойчивого развития организации [9].
Группа ученых из Финансового университета при Правительстве Российской Федерации провела исследование, в котором подтвердила, что сильная корпоративная культура и HR-бренд являются одним из факторов устойчивого развития угледобывающего предприятия в условиях трансформации рынка труда. В рамках проведенного исследования были выявлены ключевые проблемы корпоративной культуры и HR-бренда угледобывающих предприятий. Наиболее часто встречающимися проблемами были названы: недостаточная эффективность внутренних коммуникаций, авторитарный стиль управления, слабая связь между результатом и вознаграждением, межпоколенческие конфликты персонала.
Также в рамках исследования была проведена оценка элементов HR-бренда. Наиболее важными элементами, как для действующих сотрудников, так и для потенциальных кандидатов оказались стабильность и надежность компании, социальный пакет, уровень оплаты труда, баланс времени работы и личной жизни.
Важным выводом, сделанным по результатам исследования, стал вывод о том, что компании с наиболее сильно развитым HR-брендом и вовлеченностью персонала в процесс изменений демонстрируют более высокие показатели производительности и безопасности труда перед компаниями с менее развитым HR-брендом [10].
Большое значение при разработке мероприятий по сохранению персонала и его адаптации к работе в условиях кризиса имеют социально-­психологические особенности работников предприятий угольной отрасли Кузбасса, сформированные исходя из специфики производства.
Мероприятия по сохранению персонала в условиях кризиса

Для сохранения персонала угледобывающих предприятий в условиях кризиса были проанализированы существующие методы управления персоналом и сформулированы мероприятия по сохранению и управлению персоналом, которые видятся наиболее эффективными в условиях кризиса. Мероприятия представлены на рис. 1.

1. Повышение лояльности / приверженности персонала. Рост приверженности сотрудников имеет смысл рассматривать в рамках средне- и долгосрочных планов развития организации, особенно там, где профессионализм является главным фактором успеха и устойчивого развития.
   1.1. Прозрачная коммуникация. Нестабильность в отрасли приводит к ощущению нестабильности на предприятии. В сложные времена на первое место выходит организация встреч с трудовыми коллективами. Для работников важно знать, что делает менеджмент компании для стабильной работы предприятия, какое будущее их ожидает. Когда коммуникации прозрачны, у работников есть возможность высказывать свое мнение и идеи, они чувствуют себя частью команды и понимают свою роль в успехе организации.
   1.2. Создание комфортной рабочей среды. В период кризиса возможно увеличение количества аварий и несчастных случаев. Сниженный уровень ощущения опасности и высокий уровень усталости [11] и в стабильные времена могут приводить к нарушению правил безопасности. В условиях эмоционального напряжения, связанного со страхом за будущее предприятия и свое будущее, количество ошибок может значительно возрастать. Во избежание этих процессов необходимо особое внимание уделять выдаче нарядов с акцентом на безопасное выполнение работ, проведению инструктажей на рабочих местах и профилактических мероприятий.
   1.3. Цифровизация. Прогресс в сфере автоматизации процессов позволяет повысить эффективность добычи угля путем увеличения интеллектуальных возможностей горнодобывающей техники и исключения человеческого фактора как потенциального слабого звена через внедрение новых и модернизацию существующих автономных цифровых технологий. Например, внедрение в компании «А» системы автоматического учета простоев позволяет в ежесуточном режиме выявлять и анализировать причины остановок оборудования, и своевременно проводить необходимые технические и организационные мероприятия по снижению простоев.
   1.4. Социальная поддержка. В кризисный период для работников особенно важно, чтобы работодатель выполнял свои социальные обязательства по своевременной выплате заработной платы и социальным компенсациям и льготам им и членам их семей.
   1.5. Прозрачность и соответствие вознаграждения результатам работы. Согласно Федеральному отраслевому соглашению, постоянная часть заработной платы должна составлять не менее 70% от всей заработной платы. Зачастую уровень заработной платы значительно снижается для работников со сдельной оплатой труда, что напрямую связано со снижением объемов добычи угольной продукции. В этот период особенно важно адаптировать существующие системы оплаты труда к работе в условиях кризиса.
2. Повышение вовлеченности персонала в процессы поиска и оптимизации затрат, предложения улучшений.
   2.1. Создание самообучающейся организации: мотивация персонала на поиск потерь, мотивация и поощрение за рационализацию. Обучение инструментам бережливого производства и внедрение практик поощрения за поиск и решение проблем на производстве позволяет в определенной мере каждому работнику стать причастным к управлению предприятием. Внедрение принципов бережливого производства и возрождение системы рационализаторства способствует не только повышению производительности труда, но и улучшению условий труда работников [12]. Примером вовлеченности в процессы рационализаторства персонала компании «А» может служить предложение по доработке узла крепления проушины рамы проходческого комбайна КП‑21 посредством врезки дополнительного усилителя (протеза). Это позволило значительно уменьшить нагрузку на раму, увеличить срок службы рамы и значительно снизить простои проходческих забоев по причине разрушения рамы комбайна в узле крепления домкрата.
   2.2. Выявление и сообщение об имеющихся проблемах и «узких» местах. Как пример можно привести электронную доску решения проблем, внедренную на предприятиях компании «А». Каждый работник может передать диспетчеру проблему, которая будет отражена на электронной доске и решена в установленные сроки. Результат отражается на электронной доске. Так, каждый работник имеет возможность улучшить условия труда, предотвратить аварийные ситуации, а также чувствует свою вовлеченность в процессы управления предприятием.
3. Обучение и развитие управленческого персонала. Обучение и развитие управленческого персонала в кризисный период – важнейший аспект поддержания эффективности организации и повышения её устойчивости перед лицом внешних и внутренних угроз. Крупнейшие угольные компании формируют программу обучения и развития управленческого персонала под задачи бизнеса. Заинтересованность руководителей в повышении квалификации и их вовлеченность в процесс своего развития и реализацию карьерных перспектив повысит эффективность подготовки управленческих кадров и их адаптации в сложный кризисный период. Основными направлениями развития управленческого персонала являются:
   3.1. Развитие лидерских качеств: формирование стратегического мышления, способности быстро принимать решения, гибкости и быстрой адаптации к новым условиям, способность мотивации команды.
   3.2. Повышение эмоциональной компетентности: умение управлять стрессовыми ситуациями, лучше понимать подчиненных сотрудников, развивать коммуникативные навыки.
   3.3. Ориентация на инновационные подходы: освоение новых технологий и методов управления.
   3.4. Командообразование и взаимодействие: укрепление командного духа и создание условий для эффективного взаимодействия между подразделениями.
4. Обучение рабочих. Обучение работников в условиях кризиса является важным инструментом поддержания конкурентоспособности организации и повышения квалификации сотрудников.
   4.1. В кризисные времена во избежание сокращения квалифицированного персонала одним из инструментов сохранения костяка трудового коллектива является обучение работников вторым профессиям и выполнение работ на имеющихся вакансиях. Сохранение высококвалифицированных работников позволяет в короткие сроки вернуться к прежним объемам производства и более гибко реагировать на изменения рынка.
   4.2. Обучение методам бережливого производства. Это необходимо для наиболее полного вовлечения рабочих в процессы снижения затрат и развития инновационности.
5. Привлечение молодых специалистов. Средний возраст персонала отрасли в настоящее время достигает 40–45 лет [11]. Непопулярность профессий угольщиков среди молодых и усиление миграционного оттока жителей угольных регионов в другие регионы, уменьшение взаимодействия угольных предприятий с вузами и сузами могут негативно сказаться на приток молодежи на рабочие места в будущем.
   5.1. Проведение профориентационных мероприятий.
   5.2. Организация производственных практик для учащихся вузов и сузов.
   5.3. Развитие системы наставничества на предприятиях.

Выводы

Внешняя среда, включающая политические, экономические и экологические аспекты, существенно воздействует на устойчивость угольной промышленности. Учитывая ключевое значение угледобычи для экономики Кемеровской области, благополучие данной сферы влияет не только на работников предприятий, но также определяет социальное и экономическое положение региона и государства в целом. Высокий уровень политической активности угольщиков Кузбасса может привести к нестабильности политической ситуации в регионе.
Деятельность производственных компаний направлена не только на достижение экономического эффекта, но и на формирование у сотрудников понимания того, что в условиях кризиса в отрасли ключевыми факторами устойчивости предприятия становятся не столько технологическая модернизация и обновление оборудования, сколько развитие человеческого потенциала, способствующего быстрой адаптации производственной деятельности к внешним изменениям путём улучшения организации труда и производства, а также стимулирования персонала к активному участию в инновационных процессах.
Устойчивое развитие угледобывающих предприятий в условиях кризиса требует адаптации существующих методов управления персоналом к сложившимся вызовам времени. Для сохранения квалифицированных кадров необходимо ответственно отнестись к базовым потребностям работников предприятий, повысить уровень и эффективность коммуникаций и вовлеченности работников в реализацию мероприятий по операционной эффективности. Особое внимание стоит уделить подготовке и развитию квалификационных навыков управленческого персонала и рабочих, а также повысить взаимодействие с учебными заведениями для подготовки и привлечения молодежи на рабочие места.
Все эти мероприятия даже в условиях кризисных явлений позволят сохранить костяк трудового коллектива и быстро нарастить объемы добычи, когда это потребуется.

Сообщение Управление персоналом угольной отрасли в период кризиса появились сначала на Энергетическая политика.

Людмила ТАКАЙШВИЛИ
Старший научный сотрудник, к. т. н.,
Институт систем энергетики
им. Л. А. Мелентьева СО РАН
E-mail: luci@isem.irk.ru

Елена СТЕПАНОВА
Старший научный сотрудник, к. т. н., доцент, Институт систем энергетики
им. Л. А. Мелентьева СО РАН
E-mail: step@isem.irk.ru

Введение

Угольная промышленность в Иркутской области является ключевой в топливообеспечении объектов энергетики, в первую очередь электростанций, в отличие от других регионов России (рис. 1). Угольные электростанции области большой мощности, использующие иркутские угли в качестве основного топлива, строились в период широкомасштабной индустриализации региона после Великой Отечественной вой­ны. Ввод в эксплуатацию ГЭС Ангарского каскада способствовал сокращению угольной генерации в энергобалансе области. Тем не менее доля угля в потреблении топлива в области остается достаточно высокой по сравнению с другими видами топлива.

В течение длительного периода разработки месторождений угля, поставляемого на электростанции, менялись условия разработки месторождений и качественные характеристики добываемого угля. Соответственно возникла необходимость проанализировать состояние отрасли, основного поставщика топлива на электростанции области, так как существующие условия и возможности развития угольной промышленности оказывают влияние на надежность функционирования энергетического сектора.
Задачей настоящего исследования является анализ возможностей угольной промышленности в топливообеспечении региона, перспектив, проблем и рисков использования иркутских углей. Анализ, выполненный с системных позиций, позволяет определить наиболее острые проблемы угольной отрасли, которые во многом являются общими и для других регионов России, где угольная энергетика играет существенную роль в энерго- и теплообеспечении региона.

Использование энергетических углей области

В энергосистему Иркутской области входят 14 действующих тепловых электростанций (ТЭЦ), работающих на угле, и 4 гидроэлектростанции (ГЭС) Ангарского каскада.
Основными потребителями иркутских углей являются объекты энергетики Иркутской области: ТЭЦ и котельные (таблица 1), доли которых в потреблении в 2022 г. составили 89,9% и 9,8%.
В установленной мощности Иркутской области на 01.01.2022 г. 70% приходилось на ГЭС и 30% – на угольные ТЭЦ . Поставки угля на электростанции, как на замыкающие объекты энергосистемы, подвержены значительным колебаниям +/- 1 млн т (0,8 млн т у. т.) по сравнению с предыдущим годом в первую очередь из-за гидрологических условий (водность рек и водохранилищ). Большое влияние оказывают также климатические условия (холодная или теплая зима), так как ТЭЦ работают в режиме когенерации, вырабатывая также и тепло.

Территория части области с развитой транспортной инфраструктурой, где сосредоточено большинство промышленных предприятий и прочих крупных потребителей, практически полностью охвачена централизованным электроснабжением. Электроснабжение отдельных территорий области с малой плотностью населения осуществляется мелкими децентрализованными электростанциями и котельными.
В 2022 г. в Иркутской области добычу угля осуществляли около десятка предприятий малой мощности и несколько крупных предприятий, такие как ООО «Компания Востсибуголь», ООО «Мугунский южный разрез» и ООО «Разрез Черемховуголь» [1], принадлежащие компании En+ [2]. ТЭЦ и ГЭС (Иркутская ГЭС, Братская ГЭС, Усть-­Илимская ГЭС) Иркутской области также принадлежат компании En+.
На электростанции поставляются угли наиболее крупных месторождений области: бурые угли Мугунского и Азейского, каменные – Черемховского, Головинского и Жеронского, а также бурые угли Красноярского края Ирбейский и Ирша-­Бородинский (таблица 2). Доля иркутских углей в поставках на электростанции Иркутской области достигает 62%. Доля углей Красноярского края в поставках 2022 г. составила 19%.

Угли малых предприятий большей частью используются ближайшими котельными или для нужд населения. На электростанции и котельные, расположенные в районах с развитой транспортной инфраструктурой, уголь поставляется преимущественно железнодорожным транспортом. В районах, изолированных от энергосистемы, в основном, районах Крайнего Севера или приравненных к ним, уголь используется в качестве котельно-­печного топлива. Завоз угля в эти районы осуществляется преимущественно в навигационный период водным транспортом и некоторое количество угля и других топливно-­энергетических ресурсов железнодорожным и автомобильным транспортом, а в период отопительного сезона – и по автозимникам. В таких районах цена угля достаточно высока из-за транспортной составляющей, при этом погодные условия оказывают влияние на организацию северного завоза (длительность навигационного периода и время открытия автозимников).
В Усть-­Кутский административный район завозится бурый уголь с Азейского месторождения. Для выработки теплоэнергии кроме угля используются мазут, дрова, электроэнергия, газ, опилки, тех. щепа, при этом в районе имеются неразрабатываемые промышленные запасы нефти и газа [3].
На электростанциях, как правило, сжигается смесь углей, по качественным характеристикам близкая к проектному топливу. На котельные поставляются угли как крупных, так и малых угледобывающих предприятий области. Угледобывающие предприятия En+ обеспечивают углем ТЭЦ, принадлежащие компании, удовлетворяют внутренний спрос на уголь, а часть добываемого угля продают сторонним организациям и на экспорт.
Основные объемы поставок иркутских углей на электростанции приходятся на месторождения, где добыча угля ведется уже более 100 лет. В первую очередь отрабатывались участки недр, лучшие по разным характеристикам, в том числе горно-­геологическим условиям, качественным показателям угля и другим. Это повлекло за собой ухудшение качественных показателей угля, добываемого в настоящее время на месторождениях, сроки разработки которых исчисляются десятками лет. Для углей крупных предприятий характерно высокое содержание серы (таблица 3).
Высокое содержание серы является одной из основных проблем при сжигании каменных Черемховских углей и бурых углей Мугунского и Азейского месторождений. В результате в течение многих лет на угольных ТЭЦ используется непроектное топливо, что негативно сказывается на работе оборудования [4].

В период проектирования (60–70‑е гг. прошлого столетия) эксплуатируемых в иркутской энергосистеме ТЭЦ предполагалось, что они будут сжигать угли с низким содержанием серы. Это обеспечивало низкую температуру уходящих газов и низкие температуры воздуха на вход в первые ступени воздухоподогревателей, что давало высокий КПД котлов без риска низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. Постепенно содержание серы в сжигаемых на ТЭЦ иркутской энергосистемы углях увеличилось, и это привело к усилению низкотемпературной коррозии, в первую очередь у поверхностей нагрева воздухоподогревателей, что потребовало на ТЭЦ повышения температуры воздуха на входе в первые ступени воздухоподогревателей за счет рециркуляции части нагретого в воздухоподогревателях воздуха. Такие меры, как правило, приводят к росту затрат электроэнергии на рециркуляцию воздуха и некоторому снижению КПД котлов, а выбросы вредных соединений серы в окружающую среду не уменьшаются. Более эффективной мерой борьбы с высоким содержанием серы в углях является широко используемое на ТЭЦ иркутской энергосистемы сжигание смеси углей, когда перед подачей в бункера котлов угли с высоким содержанием серы смешиваются с углями с более низким содержанием серы. Недостатком указанного метода борьбы с высоким серосодержанием является нестабильность свой­ств сжигаемых смесей, связанная с несовершенством способов смешения углей, что затрудняет организацию оптимального режима горения в топках котлов. Помимо применения смеси углей для их сжигания на электростанциях, за последние годы ООО «Компания «Востсибуголь» снизила объем добычи угля на участках с повышенным содержанием серы, провела консервацию горных работ на участках с повышенным содержанием серы, шихтовки добытого угля на усреднительном складе, организовала добычу и поставки низкосернистого ирбейского угля с Латынцевского месторождения в Красноярском крае.
Анализ динамики изменения коэффициентов пересчета углей из натурального топлива в условное (таблица 4) позволяет прогнозировать дальнейшее ухудшение теплоты сгорания.

В России основные потребители угля – это тепловые электростанции и котельные, введенные в эксплуатацию в прошлом веке, оборудование которых в большинстве случаев уже морально устарело и не соответствует современным технико-­экономическим и экологическим показателям [5]. На рис. 2 приведена информация о сроках функционирования с момента ввода в эксплуатацию и суммарной паропроизводительности действующих котлов ТЭЦ ООО «Байкальская энергетическая компания» (ООО «БЭК») на конец 2022 г.

Как видно из рис. 2, действующие паровые котлы суммарной производительностью около 4690 т/ч проработали более 60 лет, а суммарной мощностью около 6630 т/ч эксплуатировались от 50 до 60 лет. И эти две «возрастные категории» составляют практически половину от всех действующих котлов ТЭЦ ООО «БЭК». Состав угля, его физико-­химические свой­ства оказывают существенное влияние на работу оборудования ТЭЦ. Негативные последствия в первую очередь затрагивают основное и вспомогательное оборудования котельного цеха. Характеристики и эффективность эксплуатации котлов при смене проектного топлива в большинстве случаев ухудшаются, а значительные отклонения по основным характеристикам углей вполне могут вызвать довольно серьезные проблемы в работе котельного оборудования. Рост влажности и снижение теплотворной способности угля приводят к уменьшению КПД брутто котла, из-за роста потерь тепла с уходящими газами и к росту расхода электрической энергии на собственные нужды (дымососы, мельницы). Снижение теплоты сгорания угля при одной и той же нагрузке ТЭЦ приводит к необходимости перерабатывать большее количество топлива, шлаков, уловленной золы с соответствующими затратами средств и труда [6], поэтому повышение качества сжигаемого угля сегодня все больше приобретает стратегическое значение и экономический смысл [7, 8].
Неудовлетворительное качество бурого угля, преобладающего в поставках на электростанции (низкая калорийность, высокая зольность), затрагивает также и сферу транспортировки. Доля перевозимого балласта в среднем может доходить до 50% от перевозимого веса. Для иркутских углей, поставляемых на электростанции, зольность составляет 20–38% при содержании влаги в 24–30% [1]. Таким образом, в составе сжигаемого угля может содержаться менее 30% полезного вещества, без учета неэффективности процесса сгорания, используемого в оборудовании и переплаты за транспортировку балласта. Представляется крайне важным поддерживать постоянные значения основных показателей качества угля, поставляемого на ТЭС, для обеспечения эффективной работы оборудования.

Ресурсы угля для энергетики

Иркутская область располагает значительными ресурсами и запасами углей. Основная часть запасов угля относится к энергетическим, на коксующиеся угли приходится только около 9% от запасов угля, которые пока не разрабатываются. Анализ сырьевой базы угля Иркутской области показывает, что в целом она хорошо изучена: доля балансовых запасов в прогнозных ресурсах составляет 28%, а в целом для Сибирского ФО это отношение равно всего 22%. В балансовых запасах выделены запасы угля, разрабатываемые и подготовленные к освоению, которые разделены на распределенный и нераспределенный фонды недр. К распределенному фонду недр отнесены участки недр, предоставленные в пользование предприятиям по лицензиям и вовлеченные в промышленное освоение, что составило по состоянию на 01.01.2023 г. 6,6% балансовых запасов угля категории А+В+С1.
Если рассматривать полностью балансовые запасы угля, то обеспеченность запасами составляет около 500 лет. Учитывая только запасы, разрабатываемые и подготовленные к освоению для предприятий, имеющих лицензии, этот срок составляет от 2 до 65 лет, в среднем – 40 лет. Также на крупных месторождениях имеются значительные забалансовые запасы угля, для перевода которых в балансовые, а затем в промышленные также требуются геологоразведочные работы.
Иная ситуация с малыми предприятиями, поставляющими угли на ближайшие котельные. У них обеспеченность промышленными запасами угля низкая – от 0 до 20 лет. Не всегда есть возможность пополнить промышленные запасы за счет геологоразведочных работ из-за полной отработки запасов месторождения, как это произошло с участком Раздолье‑2 месторождения Арансахойская площадь.
В отдельных изолированных от энергосистемы районах имеются запасы топливно-­энергетических ресурсов, в том числе угля, отнесенные как к распределенному, так и к нераспределённому фонду недр, где на распределенном фонде недр действуют или строятся угледобывающие предприятия. В Нижнеудинском муниципальном районе на Курятском месторождении каменного угля действует Новосельский разрез, где в 2022 г. добыто 117 т угля, а на участке Уватский строится разрез [1]. На этом же месторождении имеются участки, отнесенные к нераспределенному фонду недр. Суммарные запасы угля Курятского месторождения категорий А+В+С1 составляют более 5 млн т, что позволит обеспечить потребность в угле некоторых населенных пунктов Нижнеудинского района на достаточно длительный срок. В Катангском муниципальном районе расположено месторождение каменного угля Ербогаченская площадь, отнесенное к нераспределенному фонду недр, с достаточно хорошими качественными показателями для энергетического использования: содержание серы 0,3–0,9% и теплота сгорания 18 МДж/кг, но с малыми балансовыми запасами[1]. Отработка месторождения возможна открытым способом. В Казачинско-­Ленском муниципальном районе расположено относительно крупное Хандинское месторождение бурого угля, отнесенное также к нераспределенному фонду недр с менее привлекательными качественными показателями для энергетического использования: содержание серы 1,5% и теплота сгорания 6,8 МДж/кг[1]. Вопрос рациональности разработки имеющихся месторождений угля требует скрупулезного изучения, поскольку месторождения находятся в экономически слабо развитых районах с ограниченными инфраструктурными возможностями. Так, с месторождением Ербогаченская площадь связь с ближайшим населенным пунктом селом Ербогачен возможна только по автозимнику [9].
В Иркутской области в 2022 г. добыто 7,2 млн т энергетического бурого угля, преимущественно марки 3Б, и 6,2 млн т каменного угля марки Г – 4,8, и 1,3 млн т каменного окисленного угля марок Д, ДГ. По добыче угля по марочному составу в 2021 г., как и в предыдущие годы, были примерно те же соотношения [10].
Месторождения находятся в основном в районах с развитой инфраструктурой. Несмотря на то, что их отработка возможна более экономичным открытым способом, это влечет неизбежные негативные последствия: отторжение сельскохозяйственных и лесных угодий, нарушение водного режима территорий и другие.
Ограничениями для развития ресурсной базы угля являются:

• сокращение объемов запасов угля разрабатываемых и подготовленных к освоению действующих предприятий;
• сложные горно-­геологические и гидрологические условия;
• возможные необратимые негативные воздействия на окружающую среду;
• высокое содержание серы в углях месторождений, являющихся основными поставщиками угля на электростанции области.

Обогащение угля для сжигания на электростанциях до настоящего времени считалось экономически нецелесообразным [11]. В то же время на экспорт поставляется концентрат энергетического угля, который сжигается на зарубежных электростанциях. Основные объемы экспорта – от 84 до 91% – приходились на энергетический уголь [12]. Возможно, настало время пересмотреть вопрос о рациональности обогащения энергетического угля, предназначенного для сжигания на объектах энергетики.
Объемы балансовых запасов угля Иркутской области имеют тенденцию к сокращению, что обусловлено низким объемом геологоразведочных работ (до полного отсутствия в 2022 г.). При этом сокращение балансовых запасов угля касается главным образом наиболее востребованных марок угля каменного – Г и бурого – 3Б, на которые приходятся основные объемы добычи.

Перспективы и возможности развития угольной промышленности Иркутской области для нужд энергетики

Перспективы развития угольной промышленности связаны с сооружением угольных электростанций. Несмотря на то, что в России разработаны и приняты программы по декарбонизации экономики , угольная энергетика остается в азиатских регионах России экономически рентабельной и обеспечивающей надежность электро- и теплоснабжения, что не противоречит сценариям, заложенным в данном документе.
Компания En+ планирует построить новую угольную станцию установленной мощностью от 1200 до 3600 МВт в 2033–2038 гг. на базе Мугунского месторождения угля, отвечающую экологическим требованиям . Бывший гендиректор компании Михаил Хардиков, комментируя перспективы развития угольных активов группы, отметил: «Наши угольные месторождения продолжают обеспечивать ТЭЦ топливом. Сейчас альтернативы нет, потому что газификация до крупных городов Сибири пока не дошла. Но мы планируем инвестировать в улучшение технологий повышения качества углей, снижать выбросы и использовать золу». Он также подчеркнул, что в России золашлаковые отходы вовлечены в переработку только на 10%, в то время как в Китае – на 67%.

Компания En+ планирует провести модернизацию генерирующих объектов Иркутской области . На Ново-­Иркутской ТЭЦ, введенной в эксплуатацию в 1975 г., работы по модернизации ведутся с 2022 г. Выполняется ремонт оборудования также на ТЭЦ‑10 в Ангарске и ТЭЦ‑11 в Усолье-­Сибирском, возраст которых составляет 65 лет . En+ проводит данные работы в рамках реализации федеральной программы модернизации тепловых электростанций, которая стартовала в 2018 г. Помимо модернизации оборудования, на ТЭЦ‑11 в перспективе планируется реализация программы повышения экологической эффективности котельного оборудования, что включает усовершенствование горелочных устройств котлов, технологии сжигания топлива и золоулавливающей установки. Эти мероприятия позволят существенно сократить воздействие на окружающую среду.
Важным фактором, обеспечивающим развитие угольной генерации, является обеспеченность угольных ТЭЦ отечественным оборудованием. Оборудование для российских угольных электростанций производится на отечественных предприятиях. К ним относится группа предприятий «Силовые машины», объединяющая ресурсы известных российских предприятий: «Ленинградский металлический завод», «Электросила», «Завод турбинных лопаток», «Калужский турбинный завод», «Энергомашэкспорт» и др.; группа компаний «ТЯЖМАШ», ПАО ТКЗ «Красный котельщик», АО «Уральский турбинный завод», НПО ЦКТИ им. И. И. Ползунова.
Показатели экологичности угольной энергетики имеют тенденцию к постоянному улучшению, благодаря новейшим конструкциям котлов (парогенераторов), оснащенных высокоэффективным пылегазоулавливающим оборудованием. В области угольной энергетики Россия добилась практически мирового лидерства, причем именно эта сфера является наиболее импортозащищенной по обеспечению оборудованием угольных ТЭЦ.
Несмотря на наличие предприятий, производящих оборудование для угольных ТЭЦ, российская угольная энергетика, работающая на низкокачественном угле, достигла предела своего развития – она практически исчерпала свой термодинамический и, соответственно, экономический потенциал. Актуальной проблемой остается модернизация отечественной угольной энергетики на базе освоения современных технологий угольной генерации и использования высококачественного угольного топлива [7].

Проблемы и риски в современных условиях

Одной из главных проблем угольной промышленности является износ основных фондов и зависимость от импорта оборудования и запасных частей к нему [13, 14]. По некоторым позициям импортозависимость может превышать 50%. Перевод действующих угольных ТЭЦ на газ в современных условиях значительно осложнен из-за отсутствия в Иркутской области развитой транспортной инфраструктуры для поставок газа крупным потребителям , а также импортозависимости газовой энергетики, отсутствия отечественных газовых турбин мощностью 200 МВт и выше. Самая мощная отечественная газовая турбина ГТЭ‑170, изготовленная Российской энергомашиностроительной компанией «Силовые машины» для Нижнекамской ТЭЦ, имеет электрическую мощность 170 МВт. Для того, чтобы изменить данную ситуацию, потребуется не один год.
Ухудшение горно-­геологических условий на действующих предприятиях ведет к снижению качества угля, поскольку отрабатываются в первую очередь участки месторождений наиболее перспективные с позиций экономики и востребованности по качественным показателям. И как следствие, ежегодное ухудшение качества добываемых энергетических углей (калорийности, содержания золы и серы) за счет вовлечения в отработку участков с худшими показателями взамен отработанных. Этот процесс сопровождается ростом себестоимости добычи угля, при этом отсутствуют стимуляторы использования передовых технологий переработки и сжигания угля.
Низкий уровень или полное отсутствие (2021, 2022 гг.) геологоразведочных работ ведет к сокращения балансовых запасов энергетического угля. В результате разработки как малых, так и больших месторождений угля в 2023 г. балансовые запасы угля сократились на 0,01 млрд т, по сравнению с 2022 г., в основном за счет сокращения балансовых запасов каменного угля для открытой добычи категорий А+В+С1. Изменение балансовых запасов касается главным образом наиболее востребованных марок угля бурого 3Б и каменного – Г, доля которого в запасах для открытой добычи составляет всего 8%.
Дефицит кадров в угольной отрасли в большинстве своем касается работы вахтовым методом, в первую очередь водителей и машинистов.
Свой вклад в проблемы и риски развития угольной промышленности вносит колебание спроса на уголь в зависимости от выработки электроэнергии на ГЭС Ангарского каскада, а для выработки теплоэнергии – от среднегодовой температуры (холодные и теплые зимы).

Заключение

Несмотря на обозначенные проблемы и риски, уголь останется на ближайшее десятилетие основным топливом для электростанций области.
Использование иркутских углей для нужд энергетики способствует устойчивости энергетического сектора региона:

• к внешним и внутренним экономическим, техногенным и природным угрозам;
• надежному топливо-, энерго- и теплообеспечению;
• способности энергетического сектора минимизировать ущерб, вызванный проявлением различных дестабилизирующих факторов, таких как геополитическая ситуация, эпидемия ковида и т. п.

Основой для стабильного снабжения углем служит:

• наличие балансовых запасов энергетического угля, обеспеченность которыми исчисляется сотнями лет, в отличие от запасов газа;
• отсутствие импортозависимости для угольной энергетики;
• климатические условия, диктующие необходимость стабильного снабжения электро- и теплоэнергией;
• рост цен на газ и импортозависимость газовой энергетики;
• возможность и перспективность совершенствования процессов добычи и использования угля.

Для стабильного функционирования угледобывающих предприятий необходимо развитие машиностроительной промышленности, направленное на импортозамещение оборудования. Учитывая тенденцию к ухудшению качественных показателей энергетического угля и необходимость сокращения негативного влияния на окружающую среду, возникает необходимость оценки возможностей подготовки угля для сжигания за счет обогащения, сортировки, переработки в термококс [15] и т. д. Перспективы повышения конкурентоспособности угольной энергетики требуют новейших разработок по модернизации оборудования для угольных электростанций, направленных на повышение КПД и экологичности угольной генерации.

Работа выполнена в рамках проектов государственного задания № FWEU-2021-0004, рег. № АААА-А21-121012090010-7 и № FWEU-2021-0005, рег. № АААА-А21-121012190004-5.

Сообщение Угольная промышленность Иркутской области в топливообеспечении региона: проблемы и риски в современных условиях появились сначала на Энергетическая политика.

Илья НАГАЙЦЕВ
Сибирский государственный индустриальный университет
Е-mail: ia.nagaitzev@yandex.ru

Татьяна ПЕТРОВА
Сибирский государственный индустриальный университет
Е-mail: ia.nagaitzev@yandex.ru

Введение

В настоящее время изменение климата стало одной из актуальных проблем в общемировой повестке. Межправительственная группа экспертов по изменению климата (МГЭИК) в шестом оценочном докладе подтвердила факт, что деятельность человека, результатом которой являются антропогенные выбросы парниковых газов (далее ПГ), однозначно вызвала негативные процессы, связанные с изменением климата .
Парниковые газы – газообразные вещества природного или антропогенного происхождения, которые поглощают и переизлучают инфракрасное излучение. Увеличение концентрации парниковых газов в атмосфере способствует росту температуры, что влечет за собой глобальные климатические изменения. Для стабилизации концентрации парниковых газов в атмосфере на таком уровне, который бы не допускал опасного антропогенного воздействия на климатическую систему, была принята Рамочная конвенция Организации Объединенных Наций (ООН) об изменении климата (заключена в г. Нью-­Йорке 9 мая 1992 г.) , которая в настоящее время является правовой основой международного взаимодействия по вопросам изменения климата. Далее был принят Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении климата , который обязывает подписавшие его стороны сокращать выбросы парниковых газов и содержит рыночные механизмы для снижения неблагоприятных последствий изменения климата и воздействия на международную торговлю, социальные, экологические и экономические сферы жизнедеятельности человека. В целях активизации международных усилий по достижению конечной цели Рамочной конвенции на Парижской конференции по климату (COP21) в декабре 2015 г. принято Парижское соглашение по борьбе с климатическими изменениями .
Для реализации Парижского соглашения в России утверждена Стратегия социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г., в развитие которой в октябре 2023 г. принята Климатическая доктрина Российской Федерации. Она представляет собой систему взглядов на цели, основные принципы, задачи и механизмы реализации единой государственной политики Российской Федерации по вопросам, связанным с изменением климата и его последствиями. Документ является основой для выработки и реализации климатической политики . В настоящее время в стране проводится активная работа по формированию условий для перехода к низкоуглеродной экономике. В рамках долгосрочного социально-­экономического развития Российской Федерации предполагается достижение с учетом национальных интересов и приоритетов развития не позднее 2060 г. баланса между антропогенными выбросами парниковых газов и их поглощением (достижение углеродной нейтральности).

Для достижения целей в стране уже реализуется ряд мероприятий. Одно из них – это обязательная отчетность для компаний, чьи выбросы парниковых газов превышают 150 тыс. т/г. СО2‑экв. в рамках Федерального закона «Об ограничении выбросов парниковых газов» . Кроме того создана система обращения углеродных единиц, в рамках которой в реестре углеродных единиц  уже зарегистрировано семь климатических проектов , выпущено 84,4 тыс. углеродных единиц, еще 2,4 млн углеродных единиц планируется к выпуску. Одновременно проводится эксперимент по квотированию выбросов парниковых газов на Сахалине , где в сентябре 2023 г. для компаний региона были установлены квоты на выбросы парниковых газов.
Наибольшие выбросы парниковых газов связаны с энергетикой (34%), промышленностью (24%), сельским хозяйством (22%), транспортом (15%) и эксплуатацией зданий (6%). В России выбросы ПГ от энергетического сектора, возникают при сжигании ископаемых видов топлива (86%), потерь и технологических выбросов топливных продуктов атмосферу (14%) от деятельности по добыче углеводородов , в том числе угля.
Добыча угля подземным способом сопровождается значительной эмиссией метана (СН4) – парникового газа, который влияет на ускорение процессов изменения климата в большей степени, чем углекислый газ (СО2), с потенциалом глобального потепления превышающим СО2 в 25 раз . Метан – взрыво- и пожароопасный газ, выделяющийся из угольных пластов при добыче полезного ископаемого. Технология отработки на угольных шахтах предусматривает применение различных схем проветривания горных выработок и средств дегазации, что позволяет снижать концентрацию метана до предельно-­допустимой и выбрасывать метановоздушную смесь на поверхность. В руководящих принципах национальных инвентаризаций парниковых газов МГЭИК  определены источники выбросов парниковых газов на угольных шахтах: выбросы метана из вентиляционных струй с низкой концентрацией метана (менее 0,75%) и выбросы метана из систем дегазации с высокой концентрацией метана (более 25%). К учету принимаются выбросы метана при и после добычи. В руководящих принципах приведены расчетные формулы и коэффициенты для определения объема выбросов парниковых газов угольными шахтами.
Для достижения к 2060 г. баланса между антропогенными выбросами парниковых газов и их поглощением угледобывающим предприятиям необходимо наращивать компетенции по учету и анализу выбросов парниковых газов и возможности управлять своими выбросами. Одним из наиболее эффективных инструментов на сегодняшний день является внедрение технологий снижения выбросов парниковых газов (метана).
Угледобывающие предприятия по всему миру разрабатывают и внедряют различные технологи снижения выбросов метана, такие как: генерация электроэнергии, выработка тепла, комбинированная генерация тепло- и электроэнергии, утилизация метана на факельных установках, регенеративное термическое окисление МВС. В России в настоящее время реализовано несколько проектов снижения выбросов метана шахтами.
С целью научного обоснования эффективности использования технологий снижения выбросов парниковых газов (метана) проведен ряд исследований, результаты которых изложены в научных работах.
В работе научных сотрудников Федерального исследовательского центра угля и углехимии СО РАН [1] представлены основные категории выбросов парниковых газов при угледобыче, отмечено, что большие объемы этой эмиссии приходятся на шахтный метан. Представлена структура и основные компоненты цифровой платформы оценки фугитивных выбросов при добыче угля и предложено использование платформы для обоснования рациональных технологий переработки шахтного метана.
В статье исследователей состояния мировых выбросов и использования шахтного метана из США, проведен анализ выбросов метана угольными шахтами [2], сделаны выводы, что часть выбрасываемого метана идет на производство тепла и электроэнергии, а оставшаяся часть выбрасывается в атмосферу. Извлечение и использование шахтного метана представляет собой экономически целесообразный процесс, с одновременным повышением безопасности шахт и улучшением экономических показателей производства за счет использования ранее выбрасываемого метана.
В монографии «Зарубежный и отечественный опыт освоения ресурсов метана угольных пластов» [3] рассмотрено состояние и перспективы развития добычи шахтного метана, представлен обзор опыта его использования для нужд предприятия, выявлены основные экономические и организационные проблемы применения технологий утилизации метана.
Научными сотрудниками из США в своей работе представлен прогноз выбросов метана при добыче угля при различных сценариях добычи, в том числе с увеличением глубины разработки до 2100 г. [4]. Отмечено, что шахтный метан является ценным энергетическим ресурсом, и более точные прогнозы будущих выбросов метана в атмосферу могут дать лучшее понимание экономического потенциала этого энергетического ресурса. В работе сделан еще один важный вывод – количество заброшенных угольных шахт увеличивается с каждым годом и открывает возможности для реализации проектов по полезному использованию метана, не связанных с добычей угля.

Другой группой исследователей из США произведен обзор методов улавливания и использования для повышения безопасности ведения горных работ и сокращения выбросов парниковых газов [5]. В работе рассмотрены технические аспекты вентиляции и дегазации горных выработок, а также преимущества производства энергии из шахтного метана при снижении выбросов парниковых газов в атмосферу с получением экономического эффекта.
В работе «Воздействие выбросов шахтного метана на окружающую среду и стратегии реагирования в Китае» рассматривается влияние выбросов метана из угольных шахт на глобальное изменение климата [6]. В статье проанализированы данные о выбросах метана из угольных шахт Китая, сделаны выводы, что выбросы метана при добыче угля составляют лишь небольшую долю в общем объеме выбросов парниковых газов по сравнению с выбросами углекислого газа в результате сжигания ископаемого топлива.
В статье «Экономическая целесообразность промышленной добычи метана Карагандинского угольного бассейна» рассмотрен мировой опыт добычи шахтного метана [7]. Отмечено, что Казахстан обладает значительными запасами шахтного метана, а технология его добычи позволит осуществлять заблаговременную дегазацию угольных пластов, снизить экологическую составляющую и использовать метан в отраслях экономики, благодаря его высокой теплотворной способности.
В работе научных сотрудников Московского государственного горного университета, сотрудников ОАО «Воркутауголь» и угольного департамента АО «Миттал Стил Темиртау» определены концептуальные подходы и основные мероприятия по комплексному решению проблемы обеспечения метанобезопасности угольных шахт России и СНГ [8]. Разработана концепция, включающая запрет разработки угольных пластов с газоносностью более 9 м3/т без заблаговременной дегазации. Эффект от мероприятия – внедрение технологий обеспечения метанобезопасности подземной добычи угля, повышение прибыльности угольных шахт за счет увеличения производительности по добыче угля и использования угольного метана, а также сокращение выбросов парниковых газов.
В статье «Метан из угольных пластов: от опасности к ресурсу» указано [9], что ранее большая часть исследований в области шахтного метана была направлена на прогнозирование и предотвращение опасностей, связанных с внезапными выбросами и увеличением концентрации в горных выработках. Однако «Энергетический кризис» 1970‑х гг. обусловил исследования возможности добычи газа для коммерческого использования. С 1970‑х гг. научные исследования причин и последствий выбросов метана на угольных шахтах привели к значительным достижениям в области извлечения и разработки метана из угольных пластов для коммерческого использования. В настоящее время основные направления исследований в отношении метана угольных пластов – обеспечение безопасной добычи полезных ископаемых, использование метана в качестве нетрадиционного источника энергии и его воздействие на окружающую среду.
В статье исследователей из Китая отмечено [10], что за последние десятилетия страна изменила подход к обращению с шахтным метаном: от снижения его опасности в горнодобывающей промышленности к развитию его потенциала как нетрадиционного энергетического ресурса.
Еще одно исследование китайских ученых направлено на изучение влияния макроэкономической ситуации в стране на прибыль от добычи угля [11]. Угольные шахты вынуждены увеличивать инвестиции в борьбу с метаном для обеспечения безопасности производства, поскольку катастрофы, связанные с шахтным метаном, становятся все более серьезными. Угольным шахтам необходимо производить расчет стоимости контроля за выбросами метана и внедрения технологий по управлению выбросами в атмосферу, с получением дополнительной выгоды за счет генерации тепло- и электроэнергии.
В совместной работе кузбасских и китайских ученых, приведена концепция «Уголь – Энергия – информация» [12], которая подразумевает, как строительство центров обработки данных на промышленных площадках угольных шахт, так и использование шахтного метана. Шахтный метан может использоваться в качестве основного источника энергии для энергоснабжения потребителей центров обработки данных, а также потребителей угольных шахт необходимыми энергетическими ресурсами (электроэнергией, теплом и охлаждением). В рамках предлагаемой концепции рассматриваются несколько вариантов утилизации шахтного метана.
В статье китайских ученых приведен обзор технологий снижения выбросов парниковых газов [13]. Сделаны выводы, что большая часть шахтного метана низкой концентрации (менее 30%) не утилизируется и выбрасывается непосредственно в атмосферу, производя примерно до 28 млрд м3 выбросов CH4 в год. Это вызывает серьезный парниковый эффект и энергетические потери. Отмечено, что использование шахтного метана имеет жизненно важное значение для достижения энергетического перехода и углеродной нейтральности.
В работе исследователей из Австралии проведен обзор и оценка 30 китайских проектов по добыче шахтного метана [14], проекты были распределены по следующим критериям: безопасность, использование энергии и технологичность. Сделаны выводы о наиболее экологически эффективных проектах.
В статье исследователей Байкальского государственного университета метан угольных пластов описан как новый чистый и нетрадиционный источник энергии, а его разработка открывает широкие перспективы [15]. Приведен опыт Китая по реализации перспективных и эффективных методов добычи метана. Определены и оценены, том числе с точки зрения экономической целесообразности, существующие технологии добычи метана из угольных пластов.
Исследователи из США в своей работе рассматривают технические аспекты улавливания шахтного метана из угольных шахт [16]. Приведены различные методы улавливания метана и удаления его из действующих и заброшенных шахт. Отмечено, что улавливание метана позволяет повысить уровень безопасности на предприятиях и вырабатывать энергию за счет внедрения технологий снижения выбросов парниковых газов.

В работе австралийских исследователей приведена эффективная и экономичная технология снижения выбросов и утилизации метана в вентиляционном воздухе шахт [17]. В основу этой технологии взято термическое окисление метана с низкой концентрацией (менее 1%). Предлагается использовать реактор с монолитным слоем катализатора, который обладает лучшими характеристиками для выработки электроэнергии, чем реакторы с неподвижным слоем. В статье рассматриваются основы каталитического сжигания метана и представлены экспериментальные результаты моделирования характеристик каталитического сжигания метана в вентиляционном воздухе (VAM), в том числе с применением инновационной технологии.
В статье китайских исследователей приведены нормативно-­правовые акты Китая в области улавливания и утилизации шахтного метана и спрогнозированы последствия для снижения выбросов шахтного метана [18]. Отмечено, что на момент исследования существовала разница между оценкой выбросов метана, произведенной в данной работе, и в более ранних исследованиях. Сделаны выводы, что правительству необходимо разработать дополнительную программу по улучшению качества данных на уровне предприятий не только по действующим, но и по заброшенным угольным шахтам, поскольку большое количество угольных шахт будет закрыто или заброшено в ближайшие десятилетия из-за стремления к углеродной нейтральности.

Действия России и Китая по снижению выбросов парниковых газов (метана)

Согласно расчетам независимого энергетического аналитического центра Ember (Великобритания), который ведет работу по сбору, обработке и анализу данных о мировом энергетическом секторе и его влиянии на климат, выбросы парниковых газов Китая, России, Индонезии и Индии составляют 76% всех мировых выбросов метана из угольных шахт . В своей работе по исследованию влияния угольной отрасли на климат, аналитики отмечают, что сокращение выбросов метана в угольной промышленности будет способствовать замедлению процессов изменения климата. Для снижения выбросов парниковых газов специалисты рассматривают сокращение объемов производства энергии на ТЭС, закрытие шахт с наибольшими утечками метана и применение технологий снижения выбросов ПГ (метана).
Китай является страной с самыми большими антропогенными выбросами парниковых газов, реализующей климатическую повестку с целью достижения к 2060 г. углеродной нейтральности. Энергетическому сектору страны, осуществляющему выбросы при добыче и сжигании всех видов ископаемого топлива, уделяется особое внимание. Одним из ключевых направлений по снижению антропогенных выбросов парниковых газов является снижение выбросов метана от процессов добычи. С целью контроля эмиссии парниковых газов в стране принят стандарт выбросов угольного метана (шахтного газа), который запрещает выбросы высококонцентрированного газа с концентрацией более 30%. Одновременно предприняты меры для его утилизации с полезным использованием. Стандарт предусматривает автоматический контроль выбросов метана и основных параметров смеси с возможностью передачи данных в центр мониторинга отдела охраны окружающей среды [19]. Ключевые мероприятия по снижению выбросов метана приведены в таблице 1.

Большое количество государственных инициатив по снижению выбросов метана и его полезного использования показывает заинтересованность Китая в снижении объемов антропогенных выбросов парниковых газов энергетического сектора и реализации климатической повестки с достижением углеродной нейтральности.
В России метан является загрязняющим веществом, за выбросы которого предусмотрена плата в соответствии с законодательством. Для ведения производственной деятельности предприятиям необходимо ежегодно получать в установленном порядке разрешительную природоохранную документацию, в том числе проекты предельно-­допустимых выбросов (ПДВ), в которых фиксируется допустимый объем выбросов загрязняющих веществ (далее ЗВ). При превышении допустимого объема выбросов предприятиями предусматривается плата с применением повышающего коэффициента [21].
Снижение выбросов метана и контроль за их выбросами является одним из перспективных направлений для угледобывающих компаний в России. На сегодняшний день реализовано несколько проектов с применением технологий снижения выбросов метана в России в угольной отрасли, информация о проектах представлена в таблице 2.

Опыт реализации проектов снижения выбросов метана угледобывающими предприятиями России до введения углеродного регулирования показывает заинтересованность в снижении его выбросов. Точечное внедрение технологий снижения выбросов метана за счет утилизации на факеле, выработки тепло- и электроэнергии создают условия для масштабирования проектов по всей стране и снижения будущих рисков при введении углеродного регулирования. Основными сложностями являются большие капитальные затраты на проекты и отсутствие государственного субсидирования.

Технологии снижения выбросов метана

В настоящее время в мире реализовано и запланировано к реализации более 300 проектов по утилизации шахтного метана различными технологиями . Распределение проектов по утилизации метана представлено на рис. 1.

В мире наибольшее распространение получили проекты когенерации тепло- и электроэнергии (101 проект), генерации электроэнергии (70 проектов), сжигания метана на факельных установках (39 проектов), подачи газа в трубопровод (37 проектов), выработки тепла (31 проект) и проекты регенеративного термического окисления метана (21 проект).
Наибольшая часть реализованных и запланированных к реализации проектов приходится на Китай (80 проектов), США (59 проектов) и Германию (57 проектов). Распределение проектов по странам представлено на рис. 2.

Наибольшее количество проектов снижения выбросов парниковых газов реализовано в Китае за счет принятых в стране мер по снижению выбросов метана от топливно-­энергетической отрасли, включая меры поддержки и регулирования. Самое большое количество проектов утилизации шахтного метана реализовано с 2003 по 2008 гг. – 179 проектов. Распределение проектов по годам показано на рис. 3.

Как видно из рисунка, по 2008 г. наблюдался интенсивный прирост количества проектов, а после 2008 г. – интенсивный спад, инвестиции в подобные проекты возобновились в 2015 г., однако их рост был остановлен мировым финансовым кризисом, который привел к резкому падению цен на нефть, колебанию курса валют, нестабильной геополитической обстановки в мире.
Далее представлены распространенные технологии снижения выбросов метана. Описание технологий, капитальные затраты, средний срок эксплуатации и эффективность работы установок приняты на основании анализа информации Global Methane Initiative, IEA, сайтов компаний-­производителей оборудования утилизации метана и других открытых источников сети интернет. Ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание, приняты в размере 15% от капитальных затрат.

1. Генерация электроэнергии. Технология применима к выбросам метана с концентрацией не менее 25%. Газ утилизируется посредством газопоршневых установок, позволяющих использовать метановоздушную смесь, откачиваемую на поверхность средствами дегазации. Наибольшее распространение проектов приходится на Китай (31 проект), Великобританию (19 проектов), Австралию (8 проектов). Установленная мощность всех реализованных проектов генерации электроэнергии оставляет 690 МВт. Капитальные затраты на внедрение технологии в России составляют 80 млн руб., ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание установки – 12 млн руб./год. Гарантийный период эксплуатации установки 15 лет.
2. Выработка тепла. Технология применима к выбросам метана с концентрацией не менее 30%. Выработка тепла за счет утилизации метана возможна после модернизации уже эксплуатирующегося котельного оборудования.
   В работе «Переработка дегазационного метана в энергетических установках на угледобывающих предприятиях» описан опыт переработки дегазационного метана в блочно-­модульной котельной и теплоэлектростанции на шахтах Кузбасса для выработки тепловой энергии. Отмечено, что применение энергетических установок на угледобывающих предприятиях способствует улучшению экономических показателей за счет выработки дополнительной тепло- и электроэнергии, уменьшения потребления угля на собственные нужды, снижения платы за выбросы метана [22]. В работе приведены экономические показатели реализованных проектов.
   Наибольшее распространение получили проекты, реализованные в России (8 проектов) и Польше (8 проектов). Проектами, реализованными в России достигнута выработка 9,7 МВт тепловой энергии. Капитальные затраты на внедрение технологии составляют 21,8 млн руб., ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание установки – 3,27 млн руб./год. Гарантийный период эксплуатации установки – 20 лет.
3. Комбинированная генерация тепло- и электроэнергии. Технология применима к выбросам метана с концентрацией более 25%. Когенерационные установки позволяют утилизировать высоко центрированную метановоздушную смесь (далее МВС), откачиваемую на поверхность средствами дегазации. Генерация электроэнергии и тепла производится газопоршневой установкой. Наибольшее распространение технология получила в Германии, где с 2001 по 2011 гг. реализовано 54 проекта установленной мощностью около 206 МВт. Меньшее количество проектов у Чехии (19 проектов) и Китая (12 проектов), с генерацией 23 МВт и 106 МВт соответственно. Капитальные затраты на внедрение технологии составляют 120 млн руб., ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание установки – 18 млн руб./год. Гарантийный период эксплуатации установки – 15 лет.
4. Регенеративное термическое окисление МВС. Технология регенеративного термического окисления (РТО) метана в метановоздушной струе применима к выбросам с концентрацией метана от 0,3 до 1,2%. Технология менее распространена в мире за счет высоких капитальных затрат и низкого КПД проектов. Вентиляционные выбросы с низким содержанием метана подаются непосредственно в систему окисления РТО, далее происходит беспламенное окисление в неподвижном слое катализатора, с выделением тепла химической реакции. Полученное тепло возможно использовать для генерации электроэнергии и выработки тепла при установке дополнительного оборудования.
   Опыт эксплуатации установок РТО описывает канадский производитель установок Biothermica , который в 2009 г. внедрил свою первую установку на угольной шахте № 4 Walter Energy в Бруквуде, штат Алабама, США. За четыре года эксплуатации установка снизила объем выбросов шахты на 80,7 тыс. т СО2 -экв. В 2013 г. было принято решение о приостановке проекта из-за снижения концентрации метана.
   Еще один проект РТО реализован в Китае компанией Anguil . Крупная угледобывающая компания в провинции Шаньси, Китай, внедрила технологию РТО. Все избыточное тепло, выделяющееся в процессе окисления, направляется от перепускных заслонок горячего газа в котельную систему для выработки достаточного количества пара, который подается в паровую турбину для получения электроэнергии. В отличие от традиционных методов выработки электроэнергии путем сжигания угля или газа, использование избыточного тепла от РТО не приводит к образованию оксида азота и может поддерживать стабильную температуру потока горячего воздуха, что очень важно для последующего производства электроэнергии. Пара достаточно для обогрева здания зимой и охлаждения воздуха в шахте летом. Реализованный проект состоит из шести модулей с объемом утилизируемой МВС 540000 Нм3/ч, при средней концентрации метана 1,2%. Установка генерирует 15 МВт электроэнергии, которую возвращает в сеть общего пользования. Эффективность утилизации метана 99,5%.
   Наибольшее распространение проекты РТО получили в Китае (14 проектов), Австралии (3 проекта), США (2 проекта). Капитальные затраты на внедрение технологии составляют 150 млн руб., ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание установки – 22,5 млн руб./год. Гарантийный период эксплуатации установки – 20 лет.
5. Утилизация метана факельными установками. Данная технология относится к наиболее простым в исполнении технологиям снижения выбросов парниковых газов. К недостаткам технологии в работе «Направления утилизации шахтного метана» научные сотрудники Кузбасских институтов относят отсутствие полезного использования метана [23]. В качестве примера применения технологии приводится факельная установка КГУУ‑8 на шахте «Комсомолец», предназначенная для снижения выбросов метана путем деструкции метановоздушной смеси в камере сгорания при температура 1000–1200 ºС.
   Технология применима к выбросам метана с концентрацией не менее 25%, установки позволяют утилизировать метановоздушную смесь, откачиваемую на поверхность средствами дегазации. Технология наиболее распространена в США (20 проектов) и Австралии (8 проектов). Ключевым недостатком технологии является отсутствие полезного использования метана для нужд предприятия. Капитальные затраты на внедрение технологии составляют 50 млн руб., ежегодные затраты на эксплуатацию и обслуживание установки 7,5 млн руб./год. Гарантийный период эксплуатации установки 15 лет.
   Для принятия решений по реализации проектов, связанных со снижением выбросов парниковых газов, используют показатель оценки затрат на снижение выбросов парниковых газов – Abatement costs. Описание показателя и руководство к применению опубликовано рядом авторитетных изданий.
   Международным энергетическим агентством (МЭА) в докладе Sustainable Recovery приведены затраты на борьбу с выбросами парниковых газов . В работе обозначено, что затраты на борьбу с выбросами парниковых газов демонстрируют эффективность технологий, связанных с сокращением выбросов парниковых газов (ПГ). Abatement costs зависит от затрат на внедрение технологии и ее эксплуатации в течение всего срока службы и снижения выбросов парниковых газов в этом периоде. Диаграмма затрат на борьбу с выбросами парниковых газов представлена на рис. 4. Затраты с положительным значением на борьбу с выбросами означают, что технология потребует финансовых затрат на сокращение выбросов, в то время как затраты с отрицательным значением на борьбу с выбросами ПГ приведут к сокращению выбросов при одновременной экономии средств.
   Из диаграммы следует, что технологии повышения энергоэффективности, выпуск гибридных автомобилей и электромобилей позволяют снизить выбросы ПГ при одновременной экономии средств бюджета предприятия – пользователя автомобилей. Технологии производства биотоплива, улавливания и хранения углерода в настоящее время несут только затраты для компаний.
   В работе исследователей из Йеля и Гарварда рассматриваются затраты на различные технологии и действия, направленные на сокращение выбросов парниковых газов [24]. В своей работе они приводят кривую затрат на снижение выбросов парниковых газов и получения выгод от реализации проектов по снижению выбросов ПГ, разработанную McKinsey. Кривая затрат представлена на рис. 5. По вертикали – затраты, по горизонтали – снижение выбросов парниковых газов в год.
   Предлагаемый методический подход к оценке проектов для перспективного использования в угольной отрасли России

Для выполнения работы автором применен метод сравнительного анализа технологий снижения выбросов ПГ (метана) в угольной отрасли. Максимальная оценка, определяющая наилучшее значение показателя критерия, – 2; среднее значение – 1; худшее значение – 0.
Сравнение проектов осуществлялось по следующим критериям:

1. Затраты на снижение выбросов парниковых газов на одну тонну.
   Затраты на снижение выбросов парниковых газов на одну тонну предлагается оценивать на основе показателя оценки затрат на снижение выбросов парниковых газов – Abatement costs. Стоимость снижения тонны выбросов парниковых газов для оцениваемой технологии – это отношение совокупности затрат (капитальных и операционных) на реализацию и эксплуатацию проекта по снижению выбросов парниковых газов к объему снижения выбросов парниковых газов за весь период эксплуатации. Затраты на снижение выбросов парниковых газов на одну тонну определяются по формуле:

где:
– затраты на снижение выбросов парниковых газов на одну тонну, руб.;
– капитальные затраты на установку, руб.;
– затраты на эксплуатацию и обслуживание установки, руб./год;
– гарантийный период эксплуатации установки, год;
– снижение выбросов парниковых газов установкой, т/год.

2. Распространенность.
   Количество реализованных проектов в мире. Этот критерий позволяет определить наиболее популярную технологию снижения выбросов парниковых газов, применяемую в мире.
3. Универсальность.
   Отсутствие дополнительных внешних факторов (географических, ресурсных, инфраструктурных и т. д.), необходимых для эффективного функционирования технологии.
4. Технологическая эффективность.
   Технология, достигающая наибольшего сокращения выбросов парниковых газов.

Предварительная оценка технологий снижения выбросов парниковых газов

Оценка технологий снижения выбросов парниковых газов (метана) на угольных шахтах приведена в таблице 3.

Предварительная оценка технологий снижения выбросов метана на угольных шахтах дает необходимое представление о возможности использования ее в угольной отрасли России с учетом распространенности, затрат на снижение выбросов парниковых газов, универсальности и экологического эффекта в виде снижения выбросов парниковых газов.
Сравнение значений критериев оценки технологий снижения выбросов парниковых газов (метана) в угольной отрасли автором приведено в таблице 4.

Далее для визуализации и интерпретации данных таблицы сравнения значений критериев оценки технологий снижения выбросов метана в угольной отрасли использован график типа «Лепестковая диаграмма». Обычная лепестковая диаграмма – аналог графика в полярной системе координат [25]. В лепестковой диаграмме отдельная ось определена для каждой категории. Оси направлены наружу от центра диаграммы. Значение каждой точки данных отмечается на соответствующей оси. Диаграмма отображает значения относительно центральной точки с маркерами для отдельных точек данных или без них. Визуализация предварительной оценки технологий снижения выбросов парниковых газов (метана) в угольной отрасли представлена на рис. 6.

Наиболее релевантные технологии: выработка тепла с максимальными оценками критериев снижения затрат на выбросы парниковых газов и технологической эффективности; комбинированная генерация тепло- и электроэнергии с максимальной оценкой распространенности; генерация электроэнергии с максимальной оценкой универсальности. Дополнительным плюсом от реализации этих технологий станет получение тепла и электроэнергии для нужд предприятия. Наименее привлекательным вариантом снижения выбросов парниковых газов является сокращение выбросов метана за счет применения технологии регенеративного термического окисления с наибольшими затратами на снижение выбросов ПГ, наименьшей распространенностью, универсальностью и низкой технологической эффективностью.

Заключение

Снижение выбросов метана на угольных шахтах является одной из действенных мер по сокращению общих выбросов парниковых газов, большое скопление которых в атмосфере Земли вызывает климатические изменения. Китай, являясь страной с наибольшими выбросами парниковых газов, уже реализовывает ряд мероприятий для снижения выбросов метана в топливно-­энергетическом секторе. Эти меры направлены на регулирование выбросов метана и государственную поддержку реализации проектов по снижению выбросов парниковых газов. Наибольшее число реализуемых проектов по снижению выбросов метана приходится на Китай. В свою очередь для России реализация проектов по снижению выбросов метана – одно из перспективных направлений для угледобывающих компаний. Для снижения выбросов метана в мире реализуются и планируются к реализации проекты, с применением различных технологий, среди которых наиболее популярными являются: генерация электроэнергии, выработка тепла, комбинированная генерация тепло- и электроэнергии, утилизация метана на факельных установках, регенеративное термическое окисление МВС.
Для принятия решений по реализации проектов в общемировой практике используется показатель оценки затрат на снижение выбросов парниковых газов – Abatement costs, который раскрывает только экономическую составляющую проектов. Для принятия решений по перспективному использованию в угольной отрасли России технологий снижения выбросов метана предложен методический подход к оценке проектов, основанный на сравнительном анализе. Методический подход предусматривает использование четырех критериев оценки: затраты на снижение выбросов парниковых газов, распространенность, универсальность, технологическая эффективность, с использованием вышеописанного методического подхода.
Сделаны выводы о наиболее релевантных технологиях снижения выбросов метана для угледобывающих предприятий, таких как: выработка тепла, когенерации тепло- и электроэнергии, выработка электроэнергии. Названные технологии имеют наибольший технологический эффект, наименьшие затраты на снижение выбросов парниковых газов и наиболее универсальны по сравнению с другими рассматриваемыми технологиями. Еще одним аргументом в пользу реализации технологий снижения выбросов метана – выработка тепло- и электроэнергии для нужд предприятия. Менее привлекательная технология снижения выбросов метана – снижение эмиссии за счет применения технологии регенеративного термического окисления с самыми низкими оценками критериев, среди рассматриваемых технологий.

Сообщение Сравнительный анализ перспективных технологий снижения выбросов метана на угольных шахтах появились сначала на Энергетическая политика.

Алексей ТЕРЕШИН
Ведущий научный сотрудник НИУ «МЭИ», ведущий научный сотрудник НИТУ «МИСиС», д. т. н.
Е-mail: TereshinAG@mpei.ru

Константин КОЛИКОВ
Профессор, д. т. н.,
заведующий кафедрой НИТУ «МИСиС»
Е-mail: kolikov.ks@misis.ru

Игорь БЕРНАДИНЕР
Доцент, к. т. н., доцент НИУ «МЭИ», старший научный сотрудник
НИТУ «МИСиС»
Е-mail: BernadinerIM@mpei.ru

Введение

Проблема глобальных изменений климата постоянно остается в фокусе внимания мирового сообщества, несмотря на различные потрясения планетарного масштаба, преследующие человечество в последние годы. С тех пор, как в Рио-де-­Жанейро в 1992 г. была подписана Рамочная конвенция ООН по изменениям климата (РКИК ООН), практически ежегодно страны-­участницы собираются на конференции для обсуждения хода выполнения конвенции и формирования новых инструментов защиты климата. Результаты трех таких встреч, на которых были приняты наиболее значимые решения, представлены в таблице 1.
Анализируя таблицу 1, можно отметить нарастание решительности предпринимаемых мировым сообществом мер по противодействию опасным изменениям климата, которая обусловлена сохраняющимися тенденциями глобального потепления, более глубоким пониманием существа и опасности происходящих процессов, а также медленными темпами декарбонизации мировой экономики.

Вопросы эффективности предлагаемых мер по предотвращению неприемлемого изменения климата (а таким считается повышение среднеглобальной температуры выше 2 °C по сравнению с доиндустриальным периодом) постоянно находятся в центре внимания научного сообщества. В частности, в [1–5] было показано, что мероприятия ни Киотского протокола (1997 г.), ни Парижского соглашения (2015 г.) даже при полном их осуществлении не в состоянии удержать глобальное потепление в пределах 2 °C, и лишь полное выполнение решений пакта Глазго (2021 г.) способно предотвратить повышение среднеглобальной температуры выше 1,5 °C (рис. 1).
В частности, заявленное в Глазго снижение выбросов метана (этот газ обладает потенциалом глобального потепления на вековом временном горизонте, в 25 раз превышающим показатель диоксида углерода, а также весьма небольшим периодом жизни в атмосфере в 9,1 года [7]), способно уменьшить повышение среднеглобальной температуры к 2100 г. на 0,3 °C по сравнению с базовым Парижским сценарием, что почти в два раза превышает эффект лесоклиматических мероприятий (рис. 1).

Выбросы парниковых газов в России

Россия входит в десятку стран с максимальными значениями эмиссии парниковых газов (диоксид углерода, метан, закись азота и др.). Согласно данным Росгидромета (рис. 2), в 2020 г. доля диоксида углерода в суммарных выбросах парниковых газов составляла примерно 80% (1,6 млрд т, из которых примерно треть поглощалась наземными биосистемами, в первую очередь лесами), 15% приходилось на метан и 5% – на закись азота и прочие газы. Что касается источников, то 80% всех парниковых выбросов приходится энергетику (сжигание топлива, в т. ч. в промышленности и на транспорте, а также утечки в добывающих отраслях), около 10% – на промышленные процессы, не связанные со сжиганием топлива, и примерно по 5% – на сельское хозяйство и обращение с отходами.

Россия принимает активное участие в деятельности РКИК ООН, последовательно подписав и ратифицировав все ее основные документы (за исключением Глобального обязательства по метану 2021 г.). На федеральном уровне принят ряд стратегических документов, определяющих направления климатической политики нашей страны. К числу важнейших из них следует отнести:
Климатическая доктрина Российской Федерации (утв. Распоряжением Президента РФ от 17.12.2009 г. № 861‑рп).
Указ Президента Российской Федерации от 04.11.2020 г. № 666 «О сокращении выбросов парниковых газов».
Федеральный закон от 02.07.2021 г. № 296-ФЗ «Об ограничении выбросов парниковых газов».
Стратегия социально-­экономи­ческого развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года (утв. Распоряжением Правительства РФ от 29.10.2021 г. № 3052‑р) [12].
Федеральная научно-­техническая программа в области экологического развития Российской Федерации и климатических изменений на 2021–2030 гг. (утв. Постановлением Правительства РФ от 08.02.2022 г. № 133).
Согласно этим документам, Россия планирует до 2030 г. не превысить 70–75% от уровня выбросов парниковых газов в 1990 г., а к 2060 г. достичь углеродной нейтральности своей экономики (это означает, что суммарные выбросы парниковых газов будут равны суммарному их поглощению на территории страны биологическими и техногенными системами) (рис. 3).

Настоящая работа призвана ответить на вопрос, каков может оказаться вклад выбросов метана в достижении поставленных целей, какие мероприятия наиболее эффективны для снижения выбросов метана в экономике России и способны ли они обеспечить условия для присоединения нашей страны к Глобальному соглашению по метану (Глазго, 2021).

Эмиссия метана на территории России

Как было показано в [5], вслед за снижением выбросов углекислого газа при сжигании ископаемого топлива наиболее эффективным инструментом уменьшения глобального парникового эффекта должны стать мероприятия по сокращению выбросов метана и увеличению площади лесов.
К сожалению, в отличие от эмиссии углерода при сжигании топлива расчеты выбросов метана представляют значительно более сложную задачу и не отличаются необходимой точностью. Как видно из рис. 4а, показывающего динамику выбросов CH4 на территории страны за последние 50 лет, эти оценки могут различаться в несколько раз. Инвентаризация метановых выбросов, проводившаяся в 1994–2021 гг. Росгидрометом, претерпела два существенных изменения. Смена методики расчетов в 2011 г. привела к увеличению оценок примерно в 1,5 раза, а модификация 2017 г. – к их снижению почти в два раза, причем основные изменения коснулись энергетических источников – шахтного метана и утечек из газопроводов (рис. 4б).

Выбросы метана в настоящее время можно оценить в 15–35 млн т ежегодно, т. е. примерно в 20–50 млрд м3, что составляет 5–12% от ежегодного потребления природного газа экономикой России. Это вполне соответствует среднемировому показателю в 9%. В мире разработаны и успешно применяются различные технологии улавливания и утилизации шахтного [18–22] и свалочного метана [23], а также производства биогаза из сельскохозяйственных отходов [25]. К сожалению, в России реализованы единичные проекты в этой области. Модернизация газотранспортной системы, использование технологий улавливания и утилизации шахтного метана и свалочного газа способны не только дать заметную экономию топлива, но и обеспечить существенный «климатический» эффект, поскольку парниковый эффект, вызываемый метаном, в 25 раз выше, чем у диоксида углерода [9].

Международные сравнения

На рис. 5 представлены данные об использовании угольного метана, свалочного и биогаза в некоторых странах – крупнейших эмитентов метана, а также максимальные достигнутые доли их утилизации (отношение использования к сумме использования и выбросов в атмосферу по данным РКИК).

Как видно из представленных данных, безусловными лидерами в использовании метансодержащих смесей во всех отраслях экономики является США, в сфере использования биогаза – также и Евросоюз, в угольной отрасли заметных успехов добились Австралия, Канада и Китай.
При этом удалось достичь высоких показателей утилизации метана: в угольной отрасли – на уровне 20–35% для шахтного метана, в обращении с отходами – 30–45% для свалочного газа, в сельском хозяйстве – 65–85% биогаза, образующегося от отходов животноводства.
В результате в большинстве стран в период 1990–2020 гг. значительно снизились удельные показатели выбросов метана в основных отраслях-­эмитентах (рис. 6):
в нефтегазовой промышленности – отнесенные к объему добычи (для стран-­экспортеров газа) и потребления (для стран-­импортеров) природного газа;
в угольной отрасли – отнесенные к объему добычи угля;
в сельском хозяйстве – отнесенные к объему производства животноводства;
в обращении с отходами – приходящиеся на душу населения.

Для анализа были выбраны страны – крупнейшие производители топливных ресурсов и продукции животноводства: США, ЕС, Норвегия, Россия, Австралия, Турция, Украина, а также Япония.
Аномальным следует признать удельные выбросы угольного метана в Японии, что объясняется сохранением эмиссии из закрытых шахт при практически нулевой добыче угля, рост выбросов в газотранспортной системе Украины, связанной со сложившейся экономической ситуацией в стране на фоне геополитического обострения, и рост удельных выбросов метана из отходов в России и на Украине, что вызвано еще не устоявшейся моделью потребления этих постсоветских государств.

Пути снижения эмиссии метана в России

Шахтный метан (современное состояние и перспективы). В настоящее время газоносные угольные месторождения следует рассматривать как углегазовые, что определяется значительными ресурсами метана, содержащегося в угленосных отложениях. По своему компонентному составу газ, содержащийся в угольных пластах на глубинах более 400 м, соответствует природному газу, в котором содержание метана составляет 95–99%, концентрация тяжелых углеводородов изменяется от долей до нескольких процентов, на водород, углекислый газ и инертные газы приходится до 1–2%. Следует отметить и практическое отсутствие вредных примесей, т. к. уголь представляет собой природный сорбент. Однако аэродинамическая связь ряда элементов дегазации с атмосферой горных выработок приводит к значительному падению и колебаниям концентрации метана в извлекаемом газе, что препятствует его эффективной утилизации. Поэтому с точки зрения газовой динамики наиболее перспективным следует признать утилизацию метана из ликвидированных шахт (старых выработанных пространств), где отсутствует влияние вентиляции. Добыча угля сопровождается выделением значительного количества метана, относительная газообильность которого по отрасли превысила 15 м3/т. При отработке высокогазоносных пластов Воркутского месторождения абсолютная метанообильность шахт превышает 120 м3/мин, даже при отработке угольных пластов с газоносностью менее 10 м3/т при высоких нагрузках метанообильность достигает 50 м3/мин и более. Так, на шахте им. В. Д. Ялевского АО «СУЭК-Кузбасс» при относительной метанообильности несколько большей 5 м3/т, абсолютное значение метанообильности превышало 50 м3/мин, достигая 100 м3/мин. Именно поэтому неотъемлемым элементом технологии угледобычи стала дегазация, обеспечивающая потенциальную возможность использования шахтного метана. Постоянное ухудшение горно-­геологических условий отработки и развитие техники и технологии определяют тенденцию повышения метанообильности угледобычи, высокую актуальность проблемы метанобезопасности и, как следствие, увеличение потенциала шахтного метана.
На текущее положение и развитие данного направления большое влияние оказывает общая экономическая ситуация, и в первую очередь мировые цены на нефть и природный газ. Современный период следует рассматривать как благоприятный для развития способов и средств его утилизации по причине роста требований к обеспечению комплексного освоения запасов недр и экологичности горного производства. Анализ опыта дегазации и утилизации шахтного метана показывает, что данные работы являются необходимой составляющей технологии разработки угольных месторождений не только с точки зрения безопасности, но и экономически окупающейся, особенно с учетом прироста добычи угля за счет снижения ограничения по газовому фактору. Метановоздушные смеси по концентрации могут быть разделены на три группы:
1 группа – смеси, извлекаемые средствами вентиляции, которые, как правило, имеют концентрацию 0,2–0,7%;
2 группа – смеси, извлекаемые средствами дегазации, с концентрацией от 1 до 25% (некондиционные по их взрывоопасности);
3 группа – смеси, извлекаемые средствами дегазации, с концентрацией свыше 25%.
В дополнительную группу можно выделить газ природного состава (более 95% метана), извлекаемый при добыче метана из угольных пластов или их заблаговременной дегазации.
В мировой практике наиболее эффективно утилизируются смеси третьей группы с концентрацией метана 25–40 и более процентов. Шахтный метан используют в промышленных масштабах уже более 50 лет. Современное состояние техники и технологии позволяет уже сейчас достаточно успешно решать вопросы использования метана. В развитых угледобывающих странах тем или иным способом утилизируется до 50% метана, извлекаемого средствами дегазации. В отдельных бассейнах доля используемого метана достигает 80% и более от каптируемого. В основном шахтный метан используется в качестве топлива в котельных, в ряде случаев его применяют для нагрева доменных, мартеновских печей, коксовых батарей и других целей. Каптируемый метан применяется также в качестве добавок в городские газовые сети и в качестве топлива для газовых турбин и двигателей внутреннего сгорания. В последние годы каптированный газ широко используется как топливо для дизельных двигателей (ДВС) генераторов переменного тока, однако стоимость электроэнергии при этом значительно выше, чем на крупных тепловых электростанциях. Основной параметр, определяющий возможные направления его использования – концентрация метана в каптируемом газе. Как моторное топливо он применяется редко из-за сложности поддержания высокого и стабильного содержания метана.
В этих условиях проведение комплексного освоения ресурсов угольных, точнее углегазовых месторождений на основе промышленного использования метана возможно при решении следующих задач:
– разработка и использование способов извлечения метана из угольных пластов с обеспечением необходимого коэффициента эффективности дегазации;
– разработка способов и технических средств подготовки извлекаемого газа в соответствии с требованиями промышленных потребителей.
Первая задача имеет длительную историю в теории и практике дегазации угольных шахт. Проведенный перспективный анализ способов дегазации показал, что с учетом ухудшения горно-­геологических условий и роста нагрузки на очистной забой, к наиболее перспективным относятся способы, предусматривающие проведение воздействий на угольные пласты с целью повышения их проницаемости или использующие эффект разгрузки газоносного углепородного массива. Вторая задача не является традиционной для угольной промышленности, а учитывая относительно низкие дебиты газа, нестабильность компонентного состава и дебита, опыт газоподготовки газовой промышленности может быть использован в незначительном объеме. Хотелось бы подчеркнуть, что в области промышленного использования метана, извлекаемого при разработке угольных пластов, в странах СНГ (Россия, Казахстан и др.) образовался большой разрыв между практикой и полученными научными результатами. Проект РНФ, выполняемый в НИТУ МИСИС, ставит своей задачей сокращение этого разрыва.
Свалочный газ (современное состояние и перспективы). Свободное распространение биогаза приводит к загрязнению атмосферы прилежащих территорий, токсичными и дурно пахнущими соединениями. Выделяемые свалками газы содержат огромное количество токсичных и вредных веществ, крайне опасных для здоровья и жизни людей. Добыча и утилизация биогаза на полигоне может решить экологические проблемы посредством предотвращения выбросов метана в атмосферу.
В зависимости от этапа жизненного цикла объекта захоронения отходов и факторов, влияющих на эмиссию свалочного газа, полигоны ТКО можно разделить на следующие группы:
– необорудованные (стихийные) свалки, закрытые к настоящему времени, т. е. находящиеся на пострекультивационном этапе;
– необорудованные полигоны, на стадии эксплуатации или подлежащие рекультивации в ближайшее время;
– санитарные полигоны на стадии эксплуатации;
– санитарные полигоны на инвестиционном этапе (в стадии проектирования, строительства, ввода в эксплуатацию).
В Российской Федерации реализованных проектов по утилизации свалочного газа с использованием его энергетического потенциала очень мало. Среди наиболее известных можно выделить: полигон «Ядрово» Московской области площадью 10 га, производит 1400 м3/ч свалочного газа, который сжигается в факеле; полигон «Кучино» Московской области площадью 50 га производит 2500 м3/ч свалочного газа, который подаётся на теплоэлектростанции, а излишки сжигаются в факеле; полигон «Преображенка» Самарской области, площадь газосбора составляет 6000 м2, объёмы свалочного газа 245 м3/ч, который подаётся на теплоэлектростанции, а излишки сжигаются в факеле [17].
Главным критерием успеха реализации проекта по созданию системы сбора и утилизации биогаза, является предварительная оценка потенциала газообразования на полигоне. От качества проведённой оценки напрямую зависят техническая реализация проекта и его экономические показатели.
С целью оценки метанового потенциала полигонов и свалок ТКО в России была выполнена их инвентаризация и создана база данных, включающая следующую информацию: наименование, местоположение, год начала эксплуатации, год закрытия или планируемого закрытия, размеры (площадь, высота или глубина), наличие/отсутствие природоохранных сооружений, объём и масса ежегодно размещаемых отходов, объём и масса накопленных отходов, владелец и его контактная информация, расчётная оценка количества образующегося свалочного газа и метана. Информация получена из официальных источников, включая региональные управления Росприроднадзора, Ростехнадзора, департаменты природопользования при областных администрациях, комитеты охраны окружающей среды при местных администрациях, а также в результате опроса владельцев свалок и анализа опубликованной информации.
Общее число полигонов и учтённых свалок – 866, общее количество ежегодно размещаемых отходов – 122,4 млн м3, или 24,6 млн т, количество накопленных отходов – 354 млн т.
На основании собранной информации выполнено ранжирование свалок по площади, количеству поступающих и количеству накопленных отходов. В результате ранжирования выявлены крупные свалки, наиболее подходящие для реализации проектов по извлечению метана.
Результаты расчётов показали, что общий объём свалочного газа на полигонах и учтённых свалках составил 1715 млн м3 в год, содержащегося в нем метана – 858 млн м3 в год. На 118 учтённых свалках (14% общего числа) образуется 75% метана. Наибольшие объёмы метана (9–30 млн м3 в год, или 1027–3424 м3/ч) образуются на 19 самых крупных свалках с объёмом поступающих отходов более 250 тыс. т.
Известно, что метан экономически целесообразно использовать в качестве энергоносителя для получения тепловой и/или электрической энергии при его образовании в количестве 600–800 м3/ч. Установлено, что такой потенциал имеют 34 свалки [19].
Проведённый анализ показал, что российские свалки обладают значительным потенциалом метана. В последние годы в России появилась тенденция закрытия старых свалок и открытия новых полигонов, выполненных по проекту. В связи с этим целесообразно организовать извлечение метана на закрывающихся свалках и начать проектирование систем дегазации на новых полигонах.
Строительство полигонов ТКО ведется преимущественно по проектам, разработанным на основе устаревшей нормативной базы и не обеспечивающим экологическую безопасность полигона, в том числе сбор и очистку фильтрата, дегазацию тела полигона и утилизацию биогаза. В связи с этим необходимо ориентироваться на оптимизацию использования ресурсного потенциала биогаза.
В проблеме оптимизации использования биогаза полигона ТКО выделяются несколько взаимосвязанных задач, в том числе:
наиболее полный отбор БГ (в % от его генерации) с целью утилизации;
наиболее эффективное преобразование собранного БГ в энергию;
оптимальное использование потенциальной мощности ГЭУ;
обеспечение экономической эффективности утилизации БГ.
Приемы, способствующие решению задачи наиболее полного отбора БГ:
1) технологические, направленные на максимизацию удельного газового потенциала на единицу площади:
– формирование тела полигона небольшими по площади секциями на максимально возможную высоту с обеспечением темпов наращивания по высоте более 2 м в год;
– применение тяжелой уплотнительной техники с достижением плотности укладки 1000 кг/м3.
2) технологические, направленные на минимизацию потерь биогаза с его эмиссией через поверхность массива отходов:
– применение для устройства промежуточной пересыпки и верхнего защитного покрытия грунтов или иных материалов с низкой проницаемостью;
– возможно более раннее (до окончания заполнения секции) начало отбора БГ;
– выбор оптимальной схемы газового дренажа (вертикальный или горизонтальный);
– оптимизация размещения газодренажных скважин по площади на основе расчета газового дренажа.
3) технические решения – использование газодренажных скважин восстающего типа и дренажной системы фильтрата в основании полигона для отбора на утилизацию БГ с начала его образования.
Сценарии эмиссии метана в экономике России

На рис. 7 представлена историческая динамика базовых показателей развития основных отраслей – источников выбросов метана в атмосферу, а также сценарии их развития на период до 2060 г., сформированных по последним стратегическим документам.

Последние годы, наполненные важными геополитическими событиями, существенно повысили неопределенность путей развития отечественной экономики. В результате наблюдается широкий спектр оценок будущей динамики различных показателей – от численности населения до объемов производства топливно-­энергетических ресурсов.
По результатам анализа стратегических программ развития энергетики [12, 26] и сельского хозяйства [27], а также различных демографических прогнозов ООН [28] и Росстата [29] были сформированы два предельных сценария динамики основных показателей, определяющих выбросы метана в экономике России. Их источники представлены в таблице 2, а динамика самих показателей – на рис. 7.
На основе анализа приведенной выше международной информации были сформированы следующие группы мероприятий по снижению выбросов метана на территории России и их целевые показатели:
утилизация 15% шахтного метана («уголь 15%»);
утилизация 25% свалочного газа («отходы 25%»);
утилизация 35% биогаза от отходов сельского хозяйства («био 35%»).
Интенсификация экологической эффективности газовой промышленности России в настоящей работе не рассматривается, так как ее официальные показатели удельных выбросов (менее 5% добываемого природного газа) на порядок ниже, чем в других крупнейших газодобывающих странах (Норвегия, США) [30].
В зависимости от принятых сценариев развития основных отраслей – эмитентов метана, источники данных для которых приведены в таблице 2, были рассчитаны объемы выбросов этого парникового газа в 2020–2060 гг.
На рис. 8 показана эволюция удельных выбросов метана из различных источников для инерционного (сохраняющего тенденции последних десятилетий) и интенсивного (предполагающего реализацию дополнительных мероприятий по утилизации метановых выбросов) экологических сценариев.

На рис. 9 и в таблице 3 приведено сравнение возможных объемов сокращения выбросов метана за счет реализации мероприятий для этих групп. По инерционному сценарию суммарное снижение составит около 2 млн т CH4 или 50 млн т CO2-экв./год, утилизация метана угольных шахт, полигонов ТКО и сельскохозяйственных отходов обеспечит дополнительное эквивалентное уменьшение выбросов этого парникового газа в масштабе примерно 25 млн т CO2-экв./год.

Как видно из данных в таблице 3, для обоих сценариев развития рассматриваемых отраслей отечественной экономики ни в инерционном, ни даже в интенсивном экологических сценариях у России нет возможностей снизить к 2030 г. выбросы метана на 30% по сравнению с уровнем 2020 г., т. е. выполнить условие, заданное Глобальным соглашением по метану.
При благоприятных вариантах развития экономики в зависимости от экологического сценария оно выполняется лишь к 2045 или 2055 гг., а при реализации депрессивных вариантов – к 2035 и 2040 гг.

Выводы

Коммунальные и сельскохозяйственные отходы становятся в России главными источниками поступления метана в атмосферу, опережая энергетический сектор.
Россия не располагает реальными возможностями присоединиться к Глобальному соглашению по метану.
Для России приоритетными направлениями снижения выбросов парниковых газов могут быть комплексные мероприятия, климатический эффект которых сопровождается расширением топливной базы отечественной энергетики, экономией природных ресурсов, ростом промышленной безопасности и повышением качества окружающей среды: использование технологий улавливания и утилизации шахтного метана и свалочного газа, производство биогаза из отходов сельского хозяйства.
Работа выполнена в НИТУ «МИСИС» при поддержке Российского научного фонда (проект № 23-19-00398). В работе использованы данные Федеральной службы по гидрометеорологическому мониторингу (Росгидромет, www.meteo.ru), Статистической службы ООН (UN, https://data.un.org/), Рамочной конвенции ООН по изменениям климата (РКИК ООН, https://unfccc.int/), компании British Petroleum (BP, https://www.bp.com), базы данных для глобальных исследований атмосферы Европейской Комиссии EDGAR (https://edgar.jrc.ec.europa.eu), Информационно-­аналитического центра по диоксиду углерода США (CDIAC, http://cdiac.ornl.gov), МГЭИК (http://www.ipcc.ch), Национальной службы по атмосфере и океану США (NOAA/ESRL, ftp://aftp.cmdl.noaa.gov/products/trends/), Центра климатических исследований Университета Восточной Англии (CRU, http://www.cru.uea.ac.uk/cru/data/temperature/), Организации ООН по лесному и сельскому хозяйству (FAO, http://www.fao.org/faostat/en/#data), базы данных по эмиссии парниковых газов Института мировых ресурсов (CAIT, https://www.wri.org/data/cait-climate-data-explorer).

Сообщение Перспективы России в снижении выбросов метана и присоединении к Глобальному соглашению по метану появились сначала на Энергетическая политика.

К восточным регионам России относятся субъекты Российской Федерации в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Уголь восточных регионов поставляется на внутренний и на международный рынок, при росте поставок на международный рынок. Поставки угля из восточных регионов на внутренний и на международный рынок угля вносят вклад в развитие экономики и обеспечение энергетической безопасности как восточных регионов России, так и страны в целом. Основными потребителями угля восточных регионов на внутреннем рынке являются электростанции, на долю которых в поставках приходится около 70 % от объемов поставок [1,2]. Для восточных регионов угольные электростанции всегда играли важную роль, снабжая электроэнергией и теплом население и промышленность. По данным Росстата, в расходе топлива на производство электроэнергии и тепловой энергии в Дальневосточном федеральном округе доля угля в 2021 г. составила 72 %, а в Сибирском федеральном округе – 59 %. В последние годы существует тенденция сокращения поставок угля на электростанции и доли угольной генерации в России.
В восточных регионах сосредоточены значительные запасы угля – 45 % от балансовых запасов России [3]. Это является основой для наращивания добычи угля, в том числе для производства теплоэнергии и электроэнергии. Доля восточных регионов в объёмах добычи и поставок угля в России имеет тенденцию к росту. В 2021 г. она составила 38 % от объемов добычи по России и 51,9 % от объемов поставок. В восточных регионах действуют многочисленные угледобывающие предприятия, играющие градообразующую роль в некоторых субъектах РФ. При сокращении добычи угля, обусловленной в том числе и курсом на декарбонизацию экономики [4], неизбежны социальные и экономические проблемы, в первую очередь в моногородах. Исследование ретроспективы и существующего состояния поставок позволит выявить факторы, благоприятные для поддержания и развития поставок угля восточных регионов на электростанции и факторы, способствующие сокращению поставок.

Поставки угля восточных регионов на электростанции

Анализ ретроспективы поставок угля (таблица 1) с 2010 по 2020 гг. показывает, что основными потребителями угля в России и угля восточных регионов, в особенности, являются электростанции. При этом существует устойчивая тенденция сокращения (таблица 1) поставок угля на электростанции в целом по России. Это связано с переводом на газ электростанций в европейской части, на Урале и частично на Дальнем Востоке. При реализации угля восточных регионов на электростанциях выявляется, скорее, тенденция колебания поставок, чем тенденция к их сокращению. За период с 2010 до 2020 гг. поставки угля на электростанции в целом по стране сократились на 22,3 млн т (–23 % от объемов поставок 2010 г.), а из восточных регионов на 5 млн т (– 8 % соответственно). Доля углей восточных регионов в объемах поставок на электростанции выросла с 67 до 81 %.

Угольные электростанции восточных регионов, действующие в энергосистеме совместно с гидроэлектростанциями, покрывают потребность в электроэнергии при сокращении выработки на ГЭС, связанной с колебанием водности рек. Поставки угля на электростанции подвержены значительным колебаниям из-за:
большого влияния климатических условий (холодная или теплая зима), так как электростанции работают в режиме когенерации, вырабатывая также и теплоэнергию;
гидрологических условий (водность рек и водохранилищ – наиболее крупные ГЭС России мощностью свыше 1000 МВт находятся в восточных регионах);
наличия остатков угля на складах на конец года.
Наблюдалось как сокращение, так и рост поставок из отдельных субъектов РФ по сравнению с 2010 г. Диапазон изменения поставок на электростанции составил от - 8,9 млн т до + 4,4 млн т по отношению к предыдущему году. Выросли поставки более качественного угля при сокращении поставок менее качественного, в основном, бурого угля. Сократились поставки на электростанции углей Приморского края и (–42 %) и Сахалинской области (–78 %), Красноярского края (–18 %) и Иркутской области (–22 %). Причины сокращения разные: перевод на газ отдельных котлоагрегатов электростанций и ввод в эксплуатацию мини-­ТЭЦ на газе (Сахалинская область и Приморский край), сокращение промышленного производства предприятиями потребителями электроэнергии, необходимость вывода из эксплуатации устаревшего оборудования на ТЭЦ, уменьшение медленное, но постоянное удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии, за счет модернизации оборудования, климатические условия (холодная-­теплая зима и водность рек). Выросли поставки на электростанции хакасских и тугнуйских углей, которые частично заменили менее качественные красноярские. Произошла постепенная замена на Дальнем Востоке привозного угля из Восточной Сибири на местные угли Хабаровского края и Амурской области. В 2020 г. введена в эксплуатацию новая угольная ТЭЦ в г. Советская Гавань в Хабаровском крае.
От общего объема поставок на электростанции угля восточных регионов от 16 до 19 % отгружено в разные годы за их пределы, в основном, в Кемеровскую и Новосибирскую области, в Алтайский край и, незначительные объемы, в европейскую часть России (около 10 % от суммарных поставок вне восточных регионов). Доля угля восточных регионов от поставок для некоторых электростанций в названных регионах составляет от 29 до 100 %.
На электростанции восточных регионов, кроме своего угля, поставляется также кузнецкий, но его доля в поставках незначительна, и составляет около 2 %.

Факторы поддержания и роста поставок угля восточных регионов на электростанции

К факторам, способствующим поддержанию и развитию потребления угля электростанциями восточных регионов относятся:
наличие стабильно действующих угледобывающих предприятий;
отлаженная логистика поставок угля;
обеспеченность угольных ТЭЦ отечественным оборудованием;
наличие ресурсов и балансовых запасов энергетического угля;
широкий спектр качественных характеристик угля;
наличие благоприятных условий отработки месторождений;
геополитические условия: импортозависимость газовой энергетики для электростанций больших мощностей.
Действующие угледобывающие предприятия, поставляющие уголь на электростанции, имеются практически во всех восточных регионах. При этом большинство из них использует производственные мощности ниже проектных значений. Поддержанию добычи на этих предприятиях способствует сложившаяся инфраструктура регионов и наличие электростанций, ориентированных на использование в качестве проектного топлива угля восточных регионов для снабжения электроэнергией и теплоэнергией многочисленных потребителей.
Логистика поставок угля включает отработанные схемы транспортировки угля, главным образом, железнодорожным транспортом [5]. Цена угля у потребителя зависит от железнодорожного тарифа на перевозку угля. Поскольку уголь восточных регионов потребляется, в основном, в регионах угледобычи или ближайших к ним, транспортное плечо для поставок минимально, соответственно и транспортная составляющая в цене угля незначительна.
Обеспеченность угольных ТЭЦ отечественным оборудованием создает отсутствие импортозависимости. В России действуют предприятия, производящие оборудование для угольных электростанций, имеющие международный опыт и компетенцию в области проектирования, изготовления и комплектной поставки оборудования. К ним относятся группы предприятий «ТЯЖМАШ» и «Силовые машины».
Группа предприятий «ТЯЖМАШ» выпускает оборудование для гидро-, тепло-, атомных и угольных электростанций, востребованное в России и поставляемое на экспорт. Оборудование для новых угольных электростанций поставлялось в страны Юго-­Восточной Азии, Восточной Европы и Германию [6].
Группа предприятий «Силовые машины», являясь одной из ведущих мировых энергомашиностроительных компаний, производит оборудование не только для гидро-, тепловых, атомных и угольных электростанций, но и для других отраслей промышленности [7]. Оборудование, произведенное на предприятиях группы «Силовые машины» работает в 57 странах мира. Показатели экологичности угольной энергетики имеют тенденцию к постоянному улучшению, благодаря новейшим конструкциям котлов (парогенераторов), оснащенных высокоэффективным пылегазоулавливающим оборудованием. В области угольной энергетики Россия добилась практически мирового лидерства, причем именно эта сфера является наиболее импортозащищенной по обеспечению оборудованием угольных ТЭЦ.
Наличие ресурсов и балансовых запасов энергетического угля достаточно высокого качества является надежной базой снабжения топливом действующих и новых электростанций на длительную перспективу. К ресурсам угля для энергетики относятся также низкокачественные продукты переработки угля на обогатительных фабриках, так называемый промпродукт. Высококачественные продукты переработки коксующегося и энергетического углей (концентраты) предназначены для поставок на экспорт. В последние годы существует устойчивая тенденция роста переработки угля и поставок на экспорт. Соответственно растут объемы производства промпродукта, который поставляется на электростанции, заменяя низкокачественный бурый уголь.
В балансовых запасах угля восточных регионов преобладает энергетический уголь: 79,1 млрд т из 88 млрд т категорий A+B+C1 [3] или 90 % от объемов запасов. При уровнях добычи 2021 г. в восточных регионах 153,6 млн т, обеспеченность запасами категорий А+В+С1 энергетического и коксующегося углей в совокупности (отношение балансовых запасов к добыче) составляет более 550 лет. Обеспеченность запасами только энергетического угля при уровнях добычи 2021 г., без учета производства промпродукта составляет порядка 900 лет. Расчет обеспеченности приблизительный, без учета постановки на баланс перспективных месторождений и возможного выпуска промпродукта.
На балансе действующих предприятий насчитывается 8,35 млрд т промышленных запасов. «Промышленные запасы угля (сланца) рассчитываются на основе балансовых запасов категорий А + В + С1, учтенных в границах горных отводов шахт и разрезов государственным балансом полезных ископаемых Российской Федерации» [8]. Обеспеченность предприятий восточных регионов промышленными запасами угля составляет 55 лет. Для сравнения, обеспеченность запасами газа (без выделения промышленных запасов газа предприятий) в России по данным BP статистики равна 58,6 лет, а угля 407 лет (коксующегося и энергетического в совокупности) [9]. Доля промышленных запасов в балансовых запасах составляет около 10 %. Промышленные запасы фонда действующих и новых предприятий постоянно пополняются при переводе нераспределенного фонда балансовых запасов, который достаточно велик, в распределенный.
Степень изученности балансовых запасов (отношение запасов категорий А+В+С1 к прогнозным ресурсам [10] низкая, в среднем 10 %. Для разных территорий региона степень изученности колеблется от 0 до 50 % и более. Наращивания балансовых запасов угля возможно при выполнении соответствующих геологоразведочных работ и постановке прогнозных ресурсов угля на баланс.
Широкий спектр качественных характеристик угля восточных регионов определяет его пригодность не только для нужд энергетики, но и экспорта, коксохимического производства и углехимии и создает предпосылки для комплексного их использования. Балансовые запасы угля восточных регионов уникальны и включают все существующие марки угля. Уголь является мощным сорбентом, и уголь некоторых месторождений восточных регионов содержит в своем составе редкие металлы и редкоземельные элементы, востребованные на мировом и российском рынке. Отмечено содержание в промышленно значимых концентрациях таких компонентов как германий, ванадий, хром, золото, платина, серебро, титан [11–16]. Это создает предпосылки для комплексного, безотходного использования угля и получения продуктов с высокой добавленной стоимостью.
Уголь восточных регионов обладает, по большей части, хорошим качеством, по содержанию серы, золы и хорошей теплоте сгорания (таблица 2). В каждом регионе имеется несколько месторождений угля, сильно отличающихся по качественным характеристикам. В таблице 2 представлены диапазоны характеристик месторождений угля некоторых регионов, в которых запасы каменного либо бурого угля превышают 1 млрд т. Для нужд энергетики предпочтительное содержание серы составляет менее 1 %, золы – менее 20 %. Запасы угля с содержанием серы 1 % и выше составляют менее 8 % от объемов запасов. На уголь с высоким содержанием золы приходится менее 10 % от объемов запасов угля, это, в основном, каменный уголь.

Высокая влажность характерна для бурого угля, доля которого в запасах категорий A+B+C1 составляет 77 % от объемов запасов энергетического угля. Для такого угля существуют сложности транспортировки, зимой из-за смерзания, в теплое время из-за склонности к самовозгоранию, поэтому его использование рационально на электростанциях, расположенных в регионах добычи. В большинстве углей отсутствуют или содержатся в допустимых концентрациях токсичные примеси: фосфор, мышьяк, фтор, свинец, ртуть и т. п. [11–13], что очень важно с позиций безопасности их использования для целей энергетики. Энергетический уголь восточных регионов востребован на международном рынке угля благодаря хорошему качеству. По экспорту Россия уступает первенство только Австралии и Индонезии [9], при этом около 90 % в объемах экспорта составляет энергетический уголь, в том числе и бурый [19].
Наличие благоприятных условий отработки для большинства месторождений способствует также развитию добычи угля восточных регионов.
Геополитические условия: импортозависимость газовой энергетики для электростанций больших мощностей способствуют поддержанию позиций угольной энергетики. Импортозависимость газовой энергетики непосредственно связана с геополитическими условиями, ограничивающими возможности импорта оборудования и комплектующих. По данным ГК «РосБизнесКонсалтинг» (РБК) по состоянию на 2019–2020 гг. Россия критически зависима от импорта газовых турбин и компонентов [20]. Более 75 % импорта шло из стран, наложивших санкции на Россию: Чехии, Канады, США, Франции, Великобритании, Швеции, Японии, а также и Украины. Доля импорта в использовании газовых турбин большой мощности (более 100 МВт) и лопаток газовых турбин составляет 100 % [21]. Существует проблема обслуживания действующих в России импортных турбин и большая вероятность не реализации планов ввода новых газовых электростанций и перевода на газ блоков существующих.
Возникла необходимость поиска замены поставок оборудования из ЕС и США и организации производства для импортозамещения. Доля импорта всего востребованного оборудования и комплектующих из Китая, не требующая импортозамещения, составляет менее 10 % [21].
Российские предприятия, выпускающие оборудование для электростанций, могут в перспективе освоить выпуск газовых турбин, но на это требуется время. «Силовые машины» планируют предложить рынку две полностью российские газовые турбины малой мощности: 170 МВт и 65 МВт, опытные образцы которых предполагается создать в ближайшие годы.

Факторы, сдерживающие развитие поставок угля восточных регионов на электростанции

Основные риски и угрозы снижения потребления угля электростанциями обусловлены следующими факторами:
геополитические условия: импортозависимость угольной отрасли;
курс на декарбонизацию экономики России [4];
проблемы транспортировки угля;
проблемы моногородов.
Геополитические условия отражаются на всех факторах, способствующих или сокращающих потребность в поставках угля на электростанции.
Импортозависимость угольной отрасли от использования зарубежного технологического оборудования, может привести к сокращению объемов добычи. В угольной промышленности России существует негативная тенденция, связанная с ростом использования импортного оборудования, машин и механизмов [22–24]. По основным процессам производства соотношения используемого отечественного и импортного горно-­шахтного оборудования характеризуется высокой (критической) импортозависимостью (от 60 до почти 100 %), в особенности для открытого способа добычи. Умеренная импортозависимость (от 40 до 60 %) может быть снижена за счет увеличения загрузки мощностей российских машиностроительных заводов и увеличения коэффициента использования имеющегося оборудования [7]. Ведущие страны – импортеры оборудования, используемого в производственных процессах: Великобритания, Украина, Польша, Германия, США [19, 22–24]. Анализ импортозависимости выполнялся по данным 2012–2017 гг., при продолжении сложившейся тенденции ситуация с импортозависимостью угольной промышленности не претерпела существенных изменений [19]. Тем не менее импортозависимость угольной отрасли не настолько критична, как для газовой энергетики, поскольку почти по всем видам технологического оборудования и механизмов существуют российские производители [24], а значит и возможность импортозамещения за счет расширения собственного производства. Этому вопросу уделено достаточно много внимания в Программе развития угольной промышленности России на период до 2035 г.
Курс на декарбонизацию экономики, предусматривает перевод угольных электростанций на газ и, соответственно, сокращение потребления угля. Мероприятия по декарбонизации экономики могут существенно отодвигаться и даже оборачиваться вспять из-за импортозависимости газовой энергетики.
Цены на газ постоянно растут, в разных регионах России они отличаются значительно, к тому же в восьми из 16 субъектов РФ (восточных регионов) магистральный газопровод отсутствует, что влияет, соответственно на цену на газ. Согласно исследованиям, проведенным компанией Argus Media [21], стоимость производства электроэнергии зависит не только от цены на газ и уголь в регионе, но и от марки сжигаемого угля, КПД генерирующей установки на угле и на газе. Из результатов исследований, представленных компанией следует что использование газа для производства электроэнергии эффективно только в регионах, где цена на газ значительно ниже цены угля. Для большинства восточных регионов, с учетом отсутствия магистрального газопровода, предпочтительной является угольная энергетика по экономическим показателям, а не газовая.
Проблемы транспортировки угля связаны с изменившимися геополитическими условиями. Большая часть поставок угля (88 % от объемов добычи в 2020 г.) осуществляется железнодорожным транспортом [5]. Новая политика РЖД связана с изменением приоритетности грузов, обусловленной изменившимися геополитическими условиями. Уголь восточных регионов поставляется, в основном, на электростанции в регионах угледобычи и ближайших к ним. Проблемы транспортировки до электростанций существуют только при большом транспортном плече, т. е. для угля, поставляемого в европейские регионы. Его поставки составили в 2020 г. около 2,5 % от суммарных объемов поставок на электростанции.
Проблемы моногородов связаны с перспективой сокращения персонала из-за снижения объемов добычи или закрытия предприятий. Численность населения в 14 моногородах угледобывающих восточных регионов по данным 2019 г. составляет более 350 тыс. чел. [25]. При сокращении добычи угля неизбежны социальные и экономические проблемы, требующие решения.

Заключение

Уголь восточных регионов был в ретроспективе и останется в перспективе основным топливом для электростанций, в основном, восточных регионов.
Использование угля восточных регионов для нужд энергетики способствует устойчивости энергетического сектора региона:
к внешним и внутренним экономическим, техногенным и природным угрозам;
надежному топливо-, энерго- и теплообеспечению;
способности энергетического сектора минимизировать ущерб, вызванный проявлением различных дестабилизирующих факторов, таких как геополитическая ситуация, эпидемия ковида и т. п.
Основой для стабильного снабжения углем служит:
наличие запасов угля, обеспеченность которыми исчисляется сотнями лет, в отличие от запасов газа;
стабильная и налаженная работа угледобывающих предприятий и логистических схем доставки угля;
более низкий уровень импортозависимости для угольной энергетики;
климатические условия, диктующие необходимость стабильного снабжения электро- и теплоэнергией;
рост цен на газ и импортозависимость газовой энергетики;
возможность и перспективность совершенствования процессов добычи и использования угля, в том числе за счет создания промышленных кластеров на базе месторождений угля.
Для стабильного функционирования угледобывающих предприятий необходимо развитие машиностроительной промышленности, направленное на импортозамещение оборудования.
Создание угольных кластеров и увеличение доли продукции с высокой добавленной стоимостью может способствовать сокращению социальных и экономических проблем в моногородах.
Перспективы повышения конкурентоспособности угольной энергетики создают новейшие разработки по модернизации оборудования для угольных электростанций, направленные на повышение КПД и экологичности угольной генерации и внедрение технологий, направленных на комплексное использование угля [14, 15, 26, 27].

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU‑2021-0004).

Сообщение Уголь восточных регионов России в топливоснабжении электростанций появились сначала на Энергетическая политика.

Тимофей БАРАНОВ
Тех. советник управления геологии
НТЦ АО «ВНИИнефть»

Антон ЕСАУЛОВ
Тех. советник управления разработки НТЦ АО «ВНИИнефть»

Дмитрий ОВЧИННИКОВ
Нач. управ. по геологии и геологоразвед. работам ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Денис ПОНОМАРЕНКО
Нач. отдела повышения нефтеотдачи пластов
и новых технологий ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Александр АНДРЕЕВ
Начальник отдела геологического проектирования и моделирования ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Станислав СЕНИН
Главный геолог-заместитель генерального директора ООО «ТП НИЦ»

Введение

Площадь исследования расположена в Центрально-­Хорейверской впадине в районе деятельности «Русвьетпетро», где ведется добыча из позднедевонских залежей нефти. Всего на площади исследования 13 месторождений. Залежи нефти расположены на глубине 3000 м. Выше по разрезу на глубине 1500 м залегают нижнепермские терригенные отложения, включающие в себя пропластки углей.
Известно, что газ (преимущественно метан) в угленосных отложениях находится в нескольких состояниях:
– адсорбированном на поверхности угольного вещества;
– рассеянном в угольном веществе в форме твердого угле-газового раствора;
– свободном – в трещинах, форменных пустотах в матрице угля, а также в песчаных пластах, переслаивающихся с углем;
– водорастворенном – так же в пустотном пространстве пород.
Основное количество газа содержится в сорбированном, т. е. связанном виде, доля свободного газа составляет 2–12 % от общего газосодержания угленосной толщи. [1]
Угленосность нижне-­верхнепермских отложений на северо-­востоке Европейской части РФ наиболее хорошо изучена в пределах Печорского угольного бассейна. Угленосные отложения занимают площадь около 90 тыс. км2. Промышленная угленосность связана с отложениями воркутской и печорской серий, общая мощность которых составляет от 0,5 км на западе до 4,5–5 км на северо-­востоке бассейна.
Кроме этого, многочисленные углепроявления выявлены в Хорейверской впадине (Макариха-­Салюкинская антиклинальная зона, Центрально-­Хорейверское поднятие), Варандей-­Адзьвинской структурной зоне и в пределах Печоро-­Колвинского авлакогена [2].
На территории деятельности нефтегазодобывающих предприятий в скважинах, пробуренных на нефть, отмечались пласты углей на большом числе площадей. К сожалению, изучение угленосности и, тем более, газоносности нижне-­верхнепермских отложений не входило в круг задач, решаемых нефтяными скважинами. В этой связи керн в данном интервале разреза отбирался эпизодически, а комплекс ГИС был недостаточным для расчленения угленосного разреза (так, как правило не выполнялся гамма-­гамма плотностной каротаж – важнейший метод для выделения угольных пластов). Таким образом, угленосная толща оставалась регионально недоизученной.

Интерпретация ГИС

Из всего пробуренного фонда на территории исследования (438 скв.) лишь в примерно 20 % скважин был прописан достаточный для интерпретации ГИС (87 скважин) в изучаемом интервале.
С целью оценки ресурсов угольного метана на месторождениях ЦХП произведён сбор и анализ данных ГИС в открытом стволе, ГТИ, керновых исследований в интервале отложений Пермской системы. В интервале интереса произведён каротаж в 87 скважинах месторождений ЦХП (Северо-­Хоседаюское, Западно-­Хоседаюское, Сихорейское, Северо-­Ошкотынское, Северо-­Сихорейское, Висовое, Восточно-­Сихорейское). Каротаж в интервале технической колонны представлен методами пористости (ГГКп, НК и ВАК) и, УЭС (ИК, БКЗ) и гамма-­каротажем. Стоит отметить, что показания методов пористости, в целом, низкого качества, а метод ГГКп не может быть использован для замера объёмной плотности, так как приборы не были калиброваны в интервале ниже 2 г/см3. Однако данные ГИС позволяют уверенно выделить интервалы углей.
Выделение угольных пластов производилось на качественном уровне с привлечением всех имеющихся методов ГИС, а также анализируя данные газового каротажа и шламограммы, как прямого источника информации о наличии угля в интервале интереса. В разрезе скважины угольные пласты резко отличаются от вмещающих горных пород низкой объёмной плотностью, высокими показаниям водородосодержания и сравнительно высокими УЭС. Средняя толщина углей в скважине составила 5 м, средняя толщина пропластка – 0,6 м. По результатам анализа интерпретации ГИС по всем скважинам выявлена высокая изменчивость пропластков углей по площади и по разрезу. Отложения накапливались в период континентального осадконакопления, угольные пропластки накапливались в виде линз по территории. По скважинам не коррелируются. Размер линз предположительно 500 м.

Результаты бассейнового моделирования

Поскольку газы, сорбированные углем, имеют катагенную (метаморфогенную) природу, их количество напрямую зависит от степени катагенеза (метаморфизма) угля. Специалистами ТП НИЦ проведено бассейновое моделирование по районам развития угленосности.
На первом этапе работ выполнено одномерное моделирование термальной, катагенетической истории и генерации углеводородов при помощи программы Sedima, созданной на кафедре исторической геологии МГУ.
На Северо-­Хоседаюской площади на протяжении пермского периода и последующего мезозоя имело место последовательное и постепенное погружение территории. Пластовые температуры в низах угленосных отложений верхней Перми вряд ли поднимались выше 60–65оС, но при этом они были более постоянны на протяжении мезозойской части геологической истории, что привело к медленному постепенному нарастанию катагенной преобразованности углей.
Помимо одномерных моделей в рамках настоящей работы были построены три двухмерные бассейновые реконструкции эволюции катагенеза в процессе геологической истории (рис. 1).

Реконструкции выполнены на основе свободно распространяемого программного продукта Basin2.
Таким образом, в результате выполненных 1D и 2D бассейновых реконструкций спрогнозирован уровень катагенеза угленосных верхнепермских отложений Северо-­Хоседаюской площади, не охарактеризованной фактическим замерами отражательной способности витринита. Катагенез угленосной толщи ожидается соответствующим стадии МК1 (длиннопламенные угли марки Д). Это дает основания для проведения параллелей по данному параметру с Интинской и Среднемакарихинской площадями, где угленосная толща претерпела в ходе своей геологической истории такое же катагенное воздействие.
На основании вышеприведенных данных можно считать обоснованным проведение аналогий по газоносности между Интинской площадью, где максимальная природная газоносность составляет 9–10 м3/т, и месторождениями ЦХП (таблица 1).

Отбор и исследования керна

Для выполнения работ по отбору керна и испытанию метаноугольных пластов была выбрана новая скважина № 11310 Северо-­Хоседаюского месторождения.
Для изучения свой­ств углей пермских отложений привлечена компания АО «Метан Кузбасса», силами которой в интервале 1983–2156 м отобрано 11 керногазовых проб для изучения газоносности по методу десорбционных тестов (канистр-­тестов) и 1 проба для проведения изотермического тестирования сорбционных свой­ств угля.
Показатели газонасыщенности и критического давления десорбции газа являются наиболее важными критериями для определения перспективы добычи метана из угольных пластов.
По параметрам в результате исследования получены значения, близкие к принятым по аналогам (таблица 2).

Для угольного пласта в скважине 11310 показатель газонасыщенности находится в диапазоне от 24,3 до 24,8 %, критическое давление десорбции от 1,08 до 1,22 МПа, средняя газоносность 4,4 м3/т с. б. м, что в целом соответствует значениям для Интинского месторождения (3–10 м3/т).
Выполненные керновые исследования позволили оценить параметры угольных пластов месторождений ООО «СК «Русвьетпетро», а также показали, что в связи с очень низким давлением десорбции газа для его добычи необходимо создание максимально низких забойных давлений.
В той же скважине № 11310 было выполнено испытание метаноугольных пластов совместно с переслаивающимися с ними песчаниками в интервале 2931,6–3013 м.
При начальной депрессии 49,1 кгс/см2 за 30 мин открытого периода в бурильные трубы поступил приток пластовой воды, уд. весом 1,03 г/см3 (полевой замер) в объеме 0,16 м3.
Средний коэффициент продуктивности составил 0,16 (м3/сут)/(кгс/см2). Дебит при средней депрессии 47,5 кгс/см2–7.6 м3/сут.
При испытании ожидаемо не был получен приток газа в связи с тем, что не было достигнуто давление десорбции.

Оценка ресурсов по площади

Объектом подсчета принят интервал пермских отложений, где выделяются углистые пропластки. Этот интервал приурочен к отражающим горизонтам: кроля пермской системы (ОГ А_1) и подошва артинского яруса пермской системы (ОГ Ia).
Для задач оценки ресурсов газа (метана угольных пластов) использована методика подсчета, утвержденная в документе «Временные рекомендации по подсчету МУП …, 2014» [3], где для расчета запасов метана используется произведение сухой беззольной массы угля в подсчетном блоке и метаноемкости, рассчитанной на сухую беззольную массу.
Для расчетов ресурсов использованы данные интерпретации ГИС, данные анализа газоносности пермских толщ совместно с результатами моделирования катагенетического преобразования изучаемых отложений, данные исследования керна в скважине 11310. Из интерпретации ГИС получено распределение толщин пропластков по 87 скважинам. Из анализа газоносности и результатов бассейнового моделирования определены аналоги и получены значения подсчетных параметров: метаноемкости, зольности и влажности. По результатам исследования керна из скважины 11310 уточнены средние параметры свой­ств углей: метаноемкости (4,34 м3/т), зольности (37,2 %), влажности (4,81 %) и плотности (1,81 г/см3).
В ПО Petrel в модуле Map-­Based Volume calculation рассчитано 1000 реализаций для каждого лицензионного участка. Для расчетов использованы доступные параметры с необходимыми модификаторами (Метаноемкость – пористость; Плотность – Bo).
Расчеты проведены в пределах 13 лицензионных участков. Варьируемые параметры: толщина (параметры картопостроения: вариограмма и STD), метаноемкость и плотность.
В результате расчетов получены распределения ресурсов по каждому участку. По распределению определены перцентили Р10, Р50 и Р90.

Поскольку подсчетные параметры пласта охарактеризованы исследованиями керна по одной скважине, параметры расчета примерно одинаковы и площадь лицензионного участка отражает максимальные и минимальные ресурсы при сравнении участков. Исходя из сравнения толщин пропластков углей по текущей выборке зона Висового месторождения имеет наибольшие толщины пропластков углей (среднее 7,9 м).
В сумме по категории Р90 (консервативная оценка) ресурсы оценены в 9 970 млн м3, по категории Р50–25 684 млн м3, по категории Р10 (оптимистичная оценка) – 45 517 млн м3.

Гидродинамическая секторная модель

Задача прогнозирования добычи газа на текущем этапе исследований не может быть решена методом аналогии, поскольку опыт промышленной разработки метаноугольных пластов обычно ограничивается меньшими глубинами [4]. Метод моделирования с привлечением гидродинамического симулятора, несмотря на продвинутые возможности математического аппарата, также не дает точной оценки перспектив, поскольку не основывается на фактических замерах проницаемости или продуктивности пластов.
Целью построения секторной гидродинамической модели является создание методологической основы и исследования принципов описания объекта. Модель в качестве инструмента позволяет выявить ключевые параметры, на которые следует обратить внимание при дизайне ГРП, конструкции скважин и планируемых режимов эксплуатации скважин.
По мере сборки секторной модели метаноугольных пластов Центрально-­Хорейверского выявлены необходимые данные и опции, которые должны быть учтены: геомеханические свой­ства углей, изменение проницаемости трещинной среды от давления [5], точная геометрия ГРП и зависимости адсорбционной возможности пород (рис. 2). Помимо этого, модель должна быть комбинированного типа, что означает включать терригенный коллектор с традиционными методами учета сжимаемости порового пространства и литологию угля со специфичным методом учета метаноёмкости и раскрытия трещин (модель изменения пористости/проницаемости трещин Palmer-­Mansoori [6]).

Гидродинамическая модель описывает следующий механизм работы угольного пласта: при создании депрессии начинает работать трещиноватая, изначально водонасыщенная среда; при снижении забойного давления ниже давления десорбции, начинается выделение газа из объема угля, его переход в трещины и последующая добыча совместно с водой. Вода из терригенных пропластков в случае вскрытия трещинами ГРП добывается согласно стандартной модели фильтрации.
В качестве исходных данных для моделирования приняты результаты испытаний скважины 11310 Северо-­Хоседаюского месторождения и результаты сорбционных исследований керна.
Накопленная добыча газа за 10 лет для вертикальной скважины с двумя ГРП оценивается на уровне 0,5 млн м3.
Накопленная добыча газа за 10 лет для горизонтальной скважины (800 м.) с четырьмя ГРП оценивается на уровне 1,6 млн м3 (рис. 3).

Заключение

Таким образом проведена комплексная работа по изучению перспектив газоносности метана угольных пластов на месторождениях ЦХП:
Выделены в скважинах с достаточным ГИС углистые пропластки в интервале нижнепермских отложений.
С помощью бассейнового моделирования подобраны аналоги для подсчетных параметров.
Параметры верифицированы исследованием на собственном керне.
Посчитаны ресурсы по участкам.
Построена гидродинамическая секторная модель.
Оценен возможный профиль добычи газа из угольных пластов.

Сообщение Оценка перспектив разработки метаноугольных пластов ЦХП появились сначала на Энергетическая политика.

Резолюция, принятая Генеральной Ассамблеей ООН в 2015 г. «Преобразование нашего мира: повестка дня в области устойчивого развития на период до 2030 г.», определяет курс на обеспечение построения экономически, социально и экологически устойчивого будущего для нашей планеты, нынешнего и будущих поколений. Указанный документ провозглашает комплексный и неделимый характер всех семнадцати целей устойчивого развития, реализация которых обеспечивает сбалансированное развитие всего населения планеты. Одновременно с этим в мире наблюдается все более пристальное внимание именно экологическому, а позднее только климатическому фактору, через призму которого оценивается деятельность хозяйствующих субъектов во всех сферах деятельности, включая компании топливно-­энергетического комплекса. В этих условиях добыча, производство, транспортировка и сжигание угля, а также утилизация продуктов его сжигания уже давно находятся в поле зрения в мировой общественности как отрасли – эмитента парниковых газов, оказывающей воздействие на окружающую среду.
Вместе с тем потребление угля в мире стабильно растет. Только за последние 20 лет оно выросло вдвое, до 8 млрд т. Угольная энергетика в мире – это 36 % производства всей тепловой и электрической энергии – основного элемента переменных затрат, учитываемого при производстве абсолютно любого товара или услуги. В ряде стран, таких как Китай, генерация на основе угля достигает 60 %, в Индии – 69 %. Кстати, в России доля «угольной» генерации около 13 %, а в целом по своей структуре российская электроэнергетика является в значительной мере низкоэмиссионной. Уже сейчас более 40 % электроэнергии в России вырабатывается источниками энергии без выброса парникового газа в атмосферу (АЭС, ГЭС, ВИЭ). Доминирующим источником энергии является газ – порядка 46 %. Стабильное потребление угля в мировой энергетике в первую очередь обусловлено экономическими факторами.

В связи с тем, что уголь является одним из самых дешевых источников энергии, он играет значительную роль как в себестоимости всех энергоемких видов продукции, так и в обеспечении населения недорогой тепловой и электрической энергией, тем самым увеличивая покупательскую способность. А это в полной мере соответствует целям устойчивого развития 1 и 2.
Наряду с «зелёной» повесткой в России и в мире всё чаще встает вопрос о достижении баланса обеспечения энерго-­экологической безопасности энергетики и доступности энергии для всех слоев населения. Стремление стран совершить так называемый «энергопереход» дает значительный импульс развитию возобновляемых источников энергии. По данным Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA), установленная мощность ВИЭ в 2020 г. составляла 2,8 ТВт. Рост по отношению к 2019 г. достиг 10,2 %, а за последние 4 года среднегодовой прирост составил порядка 8,6 %. Приведенные статистические данные подтверждают успешное применение альтернативных источников в энергетике, однако отчет ООН «на пути достижения ЦУР 7 и нулевые выбросы» иллюстрирует, что на сегодняшний день порядка 800 млн человек в мире вообще не имеют доступа к электрической энергии. По разным оценкам, от 2 до 3 млрд человек испытывают нехватку в этом ресурсе. По этой причине цель устойчивого энергетического будущего стоит рассматривать во взаимосвязи реальных проблем социально-­экономического развития разных стран. С учетом роста населения планеты достичь ликвидации «энергетической бедности» без использования угля и углеводородов в энергетике как минимум к 2050 г. представляется невыполнимой задачей.

Угольная промышленность России как ветвь топливно-­энергетического комплекса (ТЭК) строго нацелена на реализацию ключевой цели энергобезопасности – обеспечение защищенности экономики и населения страны от условий и факторов, создающих возможность нанесения ущерба энергетике, которые конкретизируются в основных документах стратегического планирования: Доктрине энергетической безопасности, Стратегии экологической безопасности, Стратегии экономической безопасности и других отраслевых и межотраслевых документов. В совокупности эти документы формируют систему официальных взглядов в сфере обеспечения национальной безопасности страны. Под ущербом энергетической безопасности понимаются последствия, повлекшие причинение вреда жизни и здоровью граждан, рост цен (тарифов) на продукцию организаций ТЭК и услуги в сфере энергетики, а также ухудшающие финансово-­экономическое состояние организаций ТЭК. Уменьшение налоговых, таможенных и иных платежей в бюджет Российской Федерации со стороны организаций ТЭК также является угрозой энергобезопасности.
Угольная промышленность в России – это 143 тыс. рабочих мест и около 500 тыс. с учетом смежных отраслей, 29 моногородов с населением более 1,5 млн человек. С точки зрения экономики страны уголь – это 1 % ВВП, 17 % экспорта угля в мире (223 млн т). Еще 10 лет назад этот показатель был на уровне 10 % от мирового экспорта. На сегодняшний день Россия замыкает тройку мировых лидеров стран экспортеров угля. Налоговые отчисления в бюджет в 2021 г. достигли 131 млрд руб. (с учетом социальных отчислений – 175 млрд руб.) Производительность труда рабочего по добыче неуклонно растет, как и среднемесячная заработная плата (+ 16 % к прошлому году).

Наличие угля в топливно-­энергети­ческом балансе повышает энергетическую безопасность и надежность энергоснабжения. С точки зрения энергетики в 2021 г. добыча угля в стране достигла почти 440 млн т, на экспорт было отправлено более 223 млн т. Внутреннее потребление составило почти 184 млн т из них 91,4 млн т на обеспечение электростанций, на нужды коксования – 38,3 млн т, население и коммунально-­бытовые нужды – 27,7 млн т, и порядка 26 млн т приходится на прочих потребителей. Угольная генерация составляет до 13 % в энергобалансе России (более 25 млн человек получают отопление за счёт угольной генерации).
Исходя из этого, можем ли сегодня сказать, что угольная промышленность вносит свой вклад в обеспечение экономической и энергетической безопасности? По мнению автора, статистические данные позволяют дать прямой ответ на поставленный вопрос.
Ключевая задача в угольной промышленности с точки зрения обеспечения экологической безопасности определена на федеральном уровне – распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.06.2020 г. № 1582‑р (Программа развития угольной промышленности на период до 2035 г., в которой зафиксированы основные направления развития данной отрасли, а также индикаторы, характеризующие ее влияние на все компоненты окружающей среды).
Экологические проблемы от деятельности угольной промышленности связаны, в основном, с нарушением площадей земной поверхности, выбросами загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферный воздух, сбросами сточных вод на предприятиях. Программой предусмотрены целевые индикаторы, характеризующие обеспечение экологической безопасности угольной промышленности. На сегодняшний день негативное воздействие отрасли на атмосферный воздух оценивается в 8 % от годового влияния всех ветвей ТЭК, по сбросам загрязненных сточных вод в поверхностные объекты – порядка 2 %. К 2035 г. запрограммировано сократить четверть негативного воздействия в отрасли на атмосферу и водные объекты.

Основное воздействие угольных предприятий как недропользователей проявляется в нарушении земель. Несколько лет назад уровень рекультивации земель от годового нарушения был 5 %, сегодня он уже составляет 29 %, а цель в ближайшее десятилетие – не менее 66 %. Вопросы сокращения выбросов парниковых газов также находятся в нашем поле зрения. В соответствии с Национальным докладом о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом за 1990–2020 гг., совокупные выбросы парниковых газов в результате операционной деятельности угольной промышленности составили 64 млн т CO2‑экв, что меньше годового объема выброса в результате лесных пожаров. Для сравнения, валовых выбросов парниковых газов в стране составляет порядка 2 млрд т (без учета поглощения). При этом дальнейшее сокращение климатических выбросов в условиях ESG-повестки имеет стратегическое значение для развития отрасли. В этой связи департамент угольной промышленности Минэнерго России закладывает сокращение выбросов парниковых газов к 2050 г. на 25 % без серьезного изменения объемов добычи угля. Для достижения поставленной цели у отрасли имеются все необходимые технологические возможности.
Общие запасы угля в России составляют 173 млрд т. Россия занимает второе место в мире по запасам угля с долей в 17 % от общемировых запасов. С учетом текущего объема добычи в размере 440 млн т в год, запасов хватит на 370 лет.
Стратегическая цель «минимум» угольной промышленности на перспективу – сохранение действующих позиций угля как внутри страны, так и на зарубежных рынках. Механизм ее достижения – это снижение негативного экологического и климатического воздействия при одновременном обеспечении потребителя качественным продуктом и минимизации роста стоимости тепловой и электрической энергии. Резюмируя, уже сейчас угольная промышленность поддерживает вектор сбалансированного «зеленого» развития России при обеспечении конкурентоспособности и устойчивого экономического роста страны в условиях глобального энергоперехода, улучшении благосостояния населения, повышении качества жизни людей.

Статья подготовлена в качестве доклада для Первой научно-практической конференции «Территория энергетического диалога», организованной РЭА Минэнерго России и Фондом «Росконгресс» при поддержке Минэнерго России.

Сообщение Угольная промышленность как гарантия энергобезопасности и устойчивого<br>развития России появились сначала на Энергетическая политика.

Для угольной отрасли 2021 г. стал, без всякого преувеличения, годом рекордов. Если в 2020 г. на фоне падения потребления электроэнергии мы были свидетелями сокращения спроса на уголь, то в 2021 г. на фоне восстановления мировой экономики после отмены ковидных ограничений он начал резко расти по всему миру. Более высокие, чем изначально ожидалось, темпы восстановления стали причиной значительного повышения спроса на энергоресурсы.
По предварительным оценкам МЭА, в 2021 г. производство электроэнергии на основе угля в мире увеличилось на 9 %, достигнув исторического максимума в абсолютном выражении – 10,35 тыс. ТВт·ч [1], одновременно спрос на уголь вырос на 6 %, тем самым приблизившись к рекордным значениям 2013 и 2014 гг. [2]. В Китае и Индии, являющихся основными потребителями угля в мире, по предварительным подсчетам, в 2021 г. угольная генерация возросла на 9 и 12 %, соответственно, достигнув рекордных уровней [3]. Угольная генерация в США и странах Европейского союза в 2021 г. также увеличилась – почти на 20 % [4]. Парадоксальная ситуация сложилась на европейском энергетическом рынке в преддверии начала отопительного сезона на фоне роста цен на газ. В странах Европы, стремящихся, казалось бы, сократить потребление угля, спрос на данный вид топлива возрос до такой степени, что в октябре 2021 г. цены на него преодолели отметку в 300 долларов за тонну, таким образом побив предыдущий исторический рекорд июня 2008 г. [4]. В 2022 г. цены на уголь в Европе продолжили расти и уже в марте обновили рекорд, превысив отметку в 400 долларов за тонну [5].
Более того, 2021 г. стал рекордным и для российской угольной промышленности. В целом, в последние десять лет вплоть до 2020 г. в России наблюдался устойчивый рост объемов добычи и экспорта угля [6], а 2021 г. стал для российского угольного сектора годом новых высот. По данным Федеральной таможенной службы России (ФТС России), в 2021 г. объем экспорта угля Россией составил 223 млн т, что на 1,1 % выше предкризисного 2019 г. (221 млн т). Одновременно объемы обогащения угля выросли на 2,8 % – с 206 до 212 млн т, по данным центрального диспетчерского управления топливно-­энергетического комплекса.
По данным ФТС России, в 2021 г. страны Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР) увеличили импорт российского угля на 3,3 % по сравнению с предыдущим годом – до 125 млн т. При этом Китай, крупнейшая страна-­потребитель угля, нарастил его импорт из России до 54 млн т, что на 42 % больше рекордного 2020 г. По данным ФТС России, в 2021 г. выручка России от экспорта угля достигла 18,4 млрд долларов, что на 4,7 % больше рекордного по этому показателю 2018 г. (17,6 млрд долларов). Таким образом, в прошлом году продолжились динамичное развитие российской угольной промышленности и работа по наращиванию объемов экспорта российского угля в восточном направлении.

В 2021 г. в ходе Климатической конференции COP26 было принято решение заменить в Климатическом пакте Глазго формулировку «постепенный отказ от угля» (coal phase-out) на «постепенное сокращение угольной генерации, которая не сопровождается улавливанием углерода» (phase-down of unabated coal power) [7], что фактически ознаменовало собой смягчение позиции мирового сообщества по вопросам использования данного вида топлива.
В настоящее время роль угля в мировом масштабе крайне велика, что во многом обусловлено такими его конкурентными преимуществами, как доступность и низкая стоимость, надежность генерации, а также наличие огромных запасов. Доля угля в общем объеме потребления первичной энергии в мире на сегодняшний день составляет 27 % [8], а доля угольной генерации в общем объеме выработки электроэнергии превышает 35 % [9]. В развивающихся и быстрорастущих странах АТР, стремящихся создать все необходимые условия для устойчивого экономического роста, использование угля особенно значительно: доля угольной генерации в электроэнергетическом балансе составляет 57 % [10]. Следовательно, сегодня уголь имеет решающее значение для удовлетворения потребностей в энергии миллиардов людей.
Россия разделяет обеспокоенность государств мира климатическими изменениями и, являясь участницей Киотского протокола к рамочной конвенции ООН об изменении климата 1997 г. и Парижского соглашения по климату 2015 г., принимает прямое и непосредственное участие в усилиях мирового сообщества по сокращению эмиссии углерода. Наша страна выступает за взвешенный подход: важно, чтобы реализуемая климатическая политика не наносила ущерб функционированию топливно-­энергетического комплекса и социально-­экономическому развитию государств.

Противодействие климатическим изменениям является одной из целей в области устойчивого развития (ЦУР) – 17 глобальных целей, разработанных и одобренных Организацией Объединенных Наций. При этом все цели взаимосвязаны и носят неделимый характер – действия по достижению одних ЦУР не должны препятствовать достижению других ЦУР. В этой связи важно помнить, что помимо ЦУР 13 «Борьба с изменениями климата», существуют также ЦУР 7 «Обеспечение доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии» и ЦУР 1 «Ликвидация нищеты», и нам необходимо обеспечить баланс между усилиями по достижению этих трех целей. Поэтому все предпринимаемые меры должны быть продуманными, последовательными и поступательными.
В сложившейся ситуации единственным возможным выходом видится продолжение использования угля при одновременной работе над декарбонизацией и экологизацией угольной отрасли, благо, современные технологии позволяют нам это сделать. Добиться сокращения негативного влияния угольного сектора на климат и окружающую среду возможно за счет внедрения и широкого использования таких новых технологий, как технологии улавливания, использования и хранения углерода (CCUS) и «чистые» угольные технологии.
Существующие сегодня технологии CCUS позволяют улавливать до 90 % [11] выбросов углерода, образующегося в процессе сгорания топлива. Абсорбированный таким образом углерод может быть впоследствии захоронен в геологических формациях или полезно использован, например, для увеличения отдачи нефтяных месторождений. Эксперты МЭА считают, что к середине текущего столетия 80 % мирового потребления угля будет сопровождаться применением технологий CCUS. Большие надежды возлагаются и на «чистые» угольные технологии – современные технологические решения, которые позволяют подавлять выбросы, очищать дымовые газы и повышать эффективность использования топлива, тем самым снижая его расход. Все более широкое распространение в мире получают технологии HELE (high efficiency – low emissions). По подсчетам российской угольной компании «СУЭК», за счет повышения коэффициента полезного действия угольных электростанций на 1 % возможно добиться снижения эмиссии углерода на 2–3 % [12].
Россия, являясь одним из мировых лидеров по экспорту угля, продолжит оставаться ответственным и надежным поставщиком. На сегодняшний день РФ является третьим крупнейшим экспортером угля в мире (после Австралии и Индонезии) с долей 16,3 % [13] в мировой торговле углем по состоянию на конец 2021 г. До недавнего времени подавляющий объем поставок российского угля осуществлялся по двум направлениям: западному (страны Европы) и восточному (страны АТР, в особенности, Китай, Республика Корея и Япония). Неверно было бы считать, что решение Евросоюза о запрете импорта российского угля как реакция на спецоперацию России на Украине застало нашу страну врасплох. В последние годы мы наблюдали, как европейский рынок угля постепенно сжимался в связи с реализацией курса на декарбонизацию. Россия заблаговременно начала работу по диверсификации своего угольного экспорта, его переориентации в направлении стран АТР.

Именно с перспективами роста рынков государств АТР – региона, где уголь продолжит оставаться востребованным источником энергии [14] – связаны ожидания увеличения объемов международной торговли углем в ближайшие годы [15]. В связи с этим наша страна планирует продолжить усилия по наращиванию доли присутствия на рынках сбыта государств АТР. Россия будет развивать традиционные и создавать новые центры угледобычи, активно осваивать новые и перспективные месторождения, а также увеличивать транспортные мощности [16]. Как ожидается, стремления государств сократить объемы выбросов загрязняющих веществ при сжигании угля будут подталкивать страны к сокращению использования низкосортного угля и переходу на уголь высокого качества [17]. Рост спроса на высококачественный уголь даст России дополнительные возможности для увеличения экспорта собственного угля, который с точки зрения качества в полной мере соответствует запросам потребителей.
Одновременно мы будем двигаться по пути «озеленения» угольного сектора с целью улучшения экологических показателей отрасли и снижения ее негативного воздействия на окружающую среду. В этом контексте предусматривается работа по следующим направлениям: мониторинг выбросов парниковых газов, внедрение наилучших доступных технологий при добыче, переработке и перевалке угля в целях минимизации негативного воздействия на окружающую среду, расширение использования новых технологий на угольных электростанциях и прочее [18].
Таким образом, прошлый год показал, что заявления некоторых экспертов, политиков и экоактивистов о том, что угольная отрасль свое отжила, являются явно преждевременными. Как мы видим, уголь, несмотря на возрастание роли климатической составляющей в энергетической политике государств, остается одним из важнейших источников энергии для миллиардов людей и, что немаловажно, надежным энергоресурсом. К его использованию прибегают в периоды кризисных ситуаций даже наиболее озабоченные климатом государства. По всей видимости, он продолжит оставаться востребованным до тех пор, пока не будет найдена полноценная альтернатива.
Тем не менее, в условиях активизации климатической политики угольный сектор стоит перед необходимостью соответствовать ужесточающимся экологическим и климатическим требованиям, что может быть обеспечено за счет «озеленения» отрасли – уголь может быть экологически и климатически нейтральным благодаря использованию новых технологических решений.

Сообщение Уголь снова в моде появились сначала на Энергетическая политика.

Ирина АНАНИЧ
Директор департамента международного сотрудничества ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
e-mail: Ananich@rosenergo.gov.ru

В XXI веке заметно возросла обеспокоенность стран мира климатическими изменениями и их негативными последствиями для жителей Земли. Климатическая повестка в последние годы становится все более политизированной: если ранее страны ставили перед собой цели по сокращению объемов эмиссии СО2, то теперь все чаще речь заходит о необходимости полной декарбонизации экономики, обеспечения низкоуглеродного развития и достижения углеродной нейтральности. Такой рост климатических амбиций стран является катализатором текущих и грядущих кардинальных изменений в топливно-­энергетическом секторе, основой которого традиционно выступают ископаемые виды топлива. К числу последних, помимо нефти и природного газа, относится и уголь. Среди прочих видов ископаемого топлива именно уголь рассматривается в качестве наиболее углеродоемкого энергоресурса, а потому отказаться от его добычи и потребления, по мнению сторонников декарбонизации, следует в первую очередь. Таким образом, эта отрасль оказывается под непосредственным ударом нового «зеленого» курса.
В результате, как на политическом уровне, так и в академической среде и экспертном сообществе активизируются дискуссии о будущем угольной отрасли. Планы отдельных стран по сокращению использования этого вида полезных ископаемых и обозначившаяся тенденция снижения объемов инвестиций в такие проекты наталкивают на мысль о неизбежном конце эры угля. Однако есть достаточные основания полагать, что в настоящее время мы наблюдаем не столько «закат», сколько перерождение, начало трансформации угольной отрасли.

Несмотря на интенсивные попытки «маргинализации» угля как источника энергии, его роль в мировом энергообеспечении по-прежнему велика. Так, доля данного вида топлива в общем объеме мирового потребления первичной энергии составляет 27,2 % [1], а доля угольной генерации в общем объеме выработки электроэнергии на сегодняшний день превышает 35 % [2]. По предварительным оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), в 2021 г. мировая угольная генерация увеличилась на 9 % по сравнению с показателями предыдущего года и достигла рекордных исторических значений, превысив отметку в 10 тыс. ТВт·ч [3]. Эксперты ожидают, что за счет угля к 2040 г. будет производиться около 22 % электроэнергии в мире, при этом большая часть угольной генерации придется на развивающиеся страны Юго-­Восточной Азии (ЮВА), где на угольных станциях будет вырабатываться порядка 39 % всей электроэнергии [4].
В целом, несмотря на привлекательность идеи низкоуглеродного развития, в настоящее время страны мира фактически разделились на два лагеря, позиции которых относительно глобальной климатической повестки и роли угля в энергетике расходятся: на богатые развитые государства, которые могут позволить себе отказ от угля в пользу альтернативных и одновременно более дорогостоящих источников энергии, с одной стороны, и бедные развивающиеся страны и страны с переходной экономикой, которые не спешат расставаться с углем из-за низкой стоимости, доступности и надежности генерации, с другой.
По мере роста популярности климатической повестки богатые страны (в первую очередь, страны Европейского союза) ставят перед собой все более амбициозные цели по декарбонизации, которые и диктуют необходимость отказа от угля как наиболее углеродоемкого ископаемого вида топлива. Примечательно, что даже внутри Европейского союза, традиционно являющегося локомотивом противодействия изменениям климата, отсутствует единство относительно использования угля. В то время как в большинстве стран ЕС его доля в энергобалансе сокращается (четыре страны-­члена ЕС – Бельгия, Австрия, Швеция, Португалия – полностью прекратили угольную генерацию [5]), такие государства, как Польша и Чехия по-прежнему в значительной степени зависимы от угля. И тут возникает вопрос: насколько быстро эти государства смогут отказаться от данного источника энергии?

По состоянию на середину 2021 г. о планах поэтапного прекращения использования угля заявило 21 государство, относящееся к группе развитых. При этом на долю этих стран приходится лишь 4 % от общемирового объема угольной генерации [6]. Этот факт свидетельствует о том, что от угля охотно готовы отказаться те государства, в которых угольная генерация уже сегодня ничтожно мала.
Важно отметить, что в недавнем времени как в Евросоюзе, так и в США наблюдалось временное увеличение потребления угля. В США причиной роста стало аномальное похолодание конца 2020 г. – начала 2021 г., в условиях которого ВИЭ не смогли обеспечить стабильную генерацию. В ЕС увеличение произошло на фоне роста цен на природный газ в 2021 г. Несмотря на то, что обе ситуации носят, скорее, единичный характер и вряд ли говорят о возобновлении долгосрочного роста потребления угля, они демонстрируют, что в условиях кризисной ситуации необходимость обеспечения энергобезопасности и финансовые соображения одерживают верх над обеспокоенностью климатическими проблемами даже в таких «проклиматически» настроенных странах, как государства Евросоюза и США.
Развивающиеся государства и страны с переходной экономикой менее категоричны по отношению к углю. Поступательное экономическое развитие и демографический рост в государствах Азии, Африки и Латинской Америки предопределяют приоритетность усилий по обеспечению условий для устойчивого экономического роста над мерами борьбы с климатическими изменениями. Для данной группы стран этот источник энергии по-прежнему остается традиционным и наиболее доступным ресурсом, за счет использования которого возможно удовлетворить растущие потребности в электроэнергии. Более того, на данном этапе развития генерация на основе угля стабильна и надежна, в отличие от генерации за счет ВИЭ.
Несмотря на то, что отдельные развивающиеся страны декларируют приверженность ценностям низкоуглеродного развития и формально присоединились к борьбе с изменениями климата, во многих государствах Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР) продолжается строительство угольных электростанций и, более того, планируются проекты по сооружению новых мощностей на его основе [7]. С учетом того, что срок эксплуатации электростанций, работающих на угле, в среднем составляет 40 лет, можно предположить, что отказ от угольной генерации в таких государствах произойдет не ранее 2060 г. В связи с этим многие эксперты сходятся во мнении, что потребление данного энергоресурса в большинстве развивающихся стран будет расти как минимум до 2030 г.
В настоящее время именно регион АТР является лидером роста спроса на уголь. В числе ключевых потребителей – Китай и Индия. За период 2010–2020 гг. потребление угля в этих странах выросло на 33 % и 11 % соответственно [8]. По прогнозам МЭА, в период до 2024 г. угольная генерация в Китае увеличится на 4,1 %, в Индии – на 11 %, в странах Юго-­Восточной Азии – на 12 % [9]. Страны, не обладающие достаточной внутренней ресурсной базой, например, Япония и Южная Корея, продолжают импортировать значительные объемы угля. Китай, на который приходится более 50 % мирового потребления данного источника энергии, в свою очередь, планирует постепенно снижать объемы импорта угля за счет наращивания собственной внутренней добычи [10].

Очевидно, что строительство новых угольных электростанций в азиатских странах в ближайшие годы продолжится. Например, ожидается, что к 2030 г. угольные мощности Индии вырастут на 38 ГВт [11], которые сейчас находятся в процессе строительства. Кроме того, летом 2021 г. стало известно о планах Китая по строительству 43 новых электростанций, работающих на угле. Эти планы явно не будут способствовать достижению страной поставленной несколькими месяцами ранее цели по обеспечению углеродной нейтральности к 2060 г.
Заявления правительств отдельных стран о приверженности ценностям низкоуглеродного развития в некоторых случаях также противоречат их инвестиционной политике. Так, ряд развитых стран (США, Канада, Великобритания, страны Евросоюза) наращивает объемы инвестиций в разработку угольных месторождений и строительство угольных электростанций на территории других государств, для которых, как правило, характерны менее жесткие экологические стандарты [12]. Например, корейская компания KEPCO, японская компания Mitsubishi и правительство Японии продолжают инвестировать во вьетнамскую угольную электростанцию Vung Ang 2, а британская компания HSBC, в свою очередь, планирует финансировать строительство свыше 70 угольных электростанций в 11 странах Азии и Африки (Бангладеш, Китай, Индия, Республика Корея, Индонезия, Япония, Вьетнам, ЮАР и пр.) [13]. Подобная практика двой­ных стандартов нивелирует эффект от декларируемых правительствами государств мер, программ и принципов в области борьбы с изменением климата, заставляя усомниться в их эффективности.
В перспективе спрос на уголь будет определяться целым рядом факторов, к числу которых можно отнести динамику экономического роста, ценовую конъюнктуру на мировом и региональных угольных рынках, ценовую конкурентоспособность угля по сравнению с другими источниками энергии, а также преобладающие погодно-­климатические условия, особенно в периоды повышенного сезонного спроса на электроэнергию.
В период 2020–2021 гг. изменение спроса на уголь отражало динамику экономической активности в мире. В результате введения правительствами государств ограничительных мер в период пандемии спрос на электроэнергию снизился, как и спрос на уголь, необходимый для ее генерации. Однако по мере постепенного восстановления экономики после кризиса 2020 г. и возобновления экономической активности в 2021 г. мы наблюдали рост спроса на электроэнергию и параллельно, что совсем не удивительно – восстановление спроса на уголь. Так, в 2021 г. в Германии угольная генерация выросла на 18 % [14] по сравнению с предыдущим годом, а в США – на 17 % [15]. По предварительным оценкам экспертов, по итогам 2021 г. в целом по миру спрос на уголь вырос на 6 % [16].
Росту угольной генерации в 2021 г., среди прочего, способствовала ситуация, сложившаяся на рынке природного газа. Повышение цен на данный вид ископаемого топлива в 2021 г. привело к снижению объемов газовой генерации в мире как минимум на 3 % [17]. Развитые государства Запада, столкнувшись с неблагоприятной ценовой конъюнктурой, предпочли перейти на уголь для удовлетворения внутреннего спроса на электроэнергию.
Одним из ключевых мотивов, побуждающих государства мира продолжать добычу и потребление угля, является сам по себе факт наличия у них обширной угольной ресурсной базы. Так, большими разведанными запасами угля помимо России в настоящее время обладают такие страны, как Индонезия, Китай, ЮАР, США, Польша и др. Угольные месторождения в этих странах обладают потенциалом эксплуатации на годы и десятилетия вперед, и отказываться от них сейчас, особенно в условиях отсутствия рентабельной и надежной альтернативы, просто экономически нецелесообразно.
Более того, доля угольной генерации в энергобалансе ряда стран составляет более 50 %, в связи с чем резкий отказ от угля представляет угрозу их энергетической безопасности. Так, например, в Китае доля угольной генерации превышает 57 %, а в Индии – 71 % [18]. Несмотря на распространенное заблуждение, от угля зависит энергобезопасность не только в развивающихся странах: в Австралии, официально состоящей в ОЭСР (объединении ключевых развитых государств мира), за счет угля обеспечивается около 55 % электрогенерации в стране [19]. Это говорит о том, что отказ от угля в пользу альтернативных видов топлива будет отнюдь не безболезненным.
Более того, полный отказ от угля влечет за собой устранение одного из ключевых сдерживающих барьеров, обеспечивающих приемлемые цены и спрос на природный газ, который в среднесрочной перспективе, как предполагается, должен стать основой энергетических систем будущего. Таким образом, уголь также необходим для недопущения установления монополии природного газа и обеспечения стабильности газового рынка.
Тезис о том, что мир пока не готов окончательно отказаться от угля, подтверждают и итоги последней конференции COP26, прошедшей в г. Глазго (Великобритания) осенью 2021 г. Несмотря на длительные переговоры и многочасовые обсуждения формы и конкретного содержания финального акта конференции (Glasgow Climate Pact), в последний момент в тексте документа формулировка о необходимости скорейшего отказа стран от угля (phase-out) была заменена менее категоричной формулировкой о необходимости сокращения потребления угля (phase-down). В качестве инициаторов изменений текста выступили ключевые потребители угля: Китай и Индия [20]. Нельзя отрицать тот факт, что данный документ олицетворяет собой нынешний этап эволюции глобальной климатической повестки, и в рамках этой повестки уголь все еще сохраняет за собой значительную долю в мировом энергобалансе.
Оценки дальнейшей динамики использования угля отличаются значительным разбросом в прогнозных значениях. Так, эксперты МЭА прогнозируют к 2030 г. снижение потребления угля на 5–55 % в зависимости от сценария [21]. Расчеты специалистов British Petroleum показывают, что в долгосрочной перспективе – к 2050 г. – сокращение потребления угля может находиться в диапазоне от 25 % (в консервативном сценарии) до 90 % (в амбициозном сценарии) [22]. По прогнозам Всемирной ассоциации угля (World Coal Association), к 2040 г. доля угля в электрогенерации снизится, но несмотря на это, на данный вид топлива будет приходиться порядка четверти производства электроэнергии [23].
Несмотря на то, что многие эксперты сегодня заявляют о достижении пика спроса на уголь, мир вряд ли может ожидать полного отказа от угля в краткосрочной, среднесрочной и даже долгосрочной перспективе. Однако изменения, которые уже начались в угольной отрасли под влиянием ускорения политики по осуществлению энергетического перехода и активизации климатической повестки, очевидно, не только продолжатся, но и будут усиливаться. В условиях происходящих перемен России важно, как говорится, «держать руку на пульсе» – стараться адаптироваться к новым реалиям и отвечать на актуальные запросы рынка.
Так, продолжится и станет более ярко выраженным изменение географии угольной отрасли – смещение центра потребления угля из Европы в АТР, где расположено большинство стран с формирующейся экономикой. В такой ситуации перед Россией, являющейся крупным производителем и поставщиком этого вида энергоресурсов, экспорт которого приносит в национальный бюджет значительные доходы (по данным ФТС, в 2021 г. выручка от экспорта угля составила порядка 18,4 млрд долл. США [24]), стоит задача сохранить востребованность российского угля на мировом рынке, что может быть достигнуто посредством географической диверсификации угольного экспорта.
Экспортные поставки российского угля традиционно ориентированы на Европу, которая в последнее время все чаще декларирует намерение снизить эмиссию углерода за счет отказа от традиционных видов топлива. В период 2010–2020 гг. потребление угля в Европе сократилось почти на 40 % [25]. Снижение потребления неизбежно ведет к сокращению объемов импорта угля, в том числе и из России. Россия должна и, что немаловажно, может компенсировать это снижение путем переориентации поставок на Восток. В последние годы Россия уже нарастила объемы экспорта угля в государства АТР – Китай, Японию – страны, которые, как ожидается, продолжат оставаться ключевыми импортерами. И здесь важно отметить, что рост экспортных поставок российского угля в данные страны продолжился, даже несмотря на негативные последствия пандемии: так, общая доля таких азиатских стран, как Китай, Япония, Республика Корея и Индия, в структуре российского экспорта угля с января по ноябрь 2020 г. увеличилась до 41,4 % [26]. При этом в перспективе Россия сможет нарастить объем поставок угля, в частности, коксующегося (металлургического) угля, в быстроразвивающуюся Индию, которая на данный момент пока закупает лишь небольшие объемы. Для увеличения российского экспорта в данном направлении потребуется приложить определенные усилия, в том числе по расширению транспортных мощностей и преодолению конкуренции.
В целом, Энергетическая стратегия на период до 2035 г. ставит задачу нарастить долю присутствия России на рынках стран АТР [27], поэтому работа в данном направлении будет продолжена.
Вместе с тем, нужно иметь в виду, что такое смещение центра потребления угля с запада на восток ведет к тому, что Россия столкнется с конкуренцией со стороны других ведущих стран-­экспортеров данного вида топлива, расположенных в АТР – Индонезии и Австралии. Укреплению позиций России на рынках государств региона будут способствовать такие конкурентные преимущества, как низкая себестоимость добычи, широкая сортовая номенклатура углей, а также высокое качество данного вида топлива.
Одновременно основным фактором, сдерживающим темпы увеличения поставок российского угля в восточном направлении, является недостаточное развитие транспортно-­логистической системы. Решению данной проблемы во многом будет способствовать ожидаемое в скором времени завершение модернизации Восточного полигона. Все это позволит России консолидировать и укрепить свои позиции на растущих с точки зрения потребления угля рынках.
Говоря об изменениях, которые ожидают мировую угольную промышленность важно также отметить, что в перспективе, по мере активизации климатической политики, судьба угольной отрасли в целом будет зависеть от прогресса в ее «озеленении»: развитии и применении технологий улавливания, использования и хранения углерода (CCUS) и «чистых» угольных технологий, позволяющих минимизировать негативные последствия сжигания угля.
Применение технологий CCUS, по разным оценкам, позволит «нейтрализовать» от 5 [28] до 18 Гт CO2 ежегодно [29]. Существенным недостатком данных технологий на сегодняшний день является их высокая стоимость. Их применение фактически нивелирует доступность угля по ценовому признаку, однако по мере развития и распространения данного вида технологий их стоимость, как ожидается, будет снижаться. В соответствии с одним из прогнозных сценариев МЭА (Net Zero Emissions by 2050), к 2050 г. 80 % всего потребления угля в мире будет сопровождаться использованием технологий CCUS.
Другой вид новых технологий, позволяющий «озеленить» угольную отрасль – «чистые» угольные технологии – также привлекает к себе все больше и больше внимания, особенно, в странах региона АТР. Например, только в Китае, Индии и Вьетнаме планируется строительство свыше 1000 угольных электростанций, функционирующих по принципу «высокая эффективность и низкая эмиссия» (HELE).
В связи с тем, что в перспективе повышенные стандарты экологичности и энергоэффективности будут предъявляться не только на европейском, но и азиатском рынке, России необходимо и дальше двигаться по пути повышения экологичности процессов угледобычи посредством технологической модернизации угольной промышленности.
В контексте происходящих в глобальной энергетике перемен перспективным для России направлением видится развитие углехимии, а именно – технологий глубокой переработки угля. Сейчас разработка данных технологий ведется во многих странах мира. Россия также не отстает: специально для этих задач в Кузбассе был создан Федеральный исследовательский центр угля и углехимии РАН, занимающийся проведением научно-­исследовательских работ в данной области. Ключевые направления работы охватывают газификацию угля с получением продуктов для базовой химии и жидкого синтетического топлива, коксохимию с получением товарных продуктов, экстракционные технологии извлечения продуктов из бурого и низкокачественного каменного угля с получением ценных продуктов, получение углеродных сорбентов и молекулярных сит различного назначения. Таким образом, российский уголь в перспективе сможет служить не только нуждам энергетики и металлургической промышленности, но и нуждам химической промышленности.
В целом, можно с уверенностью заявить, что говорить о конце «эры угля» еще слишком рано. Угольный сектор ожидает, скорее, перерождение, в ходе которого он превратится в абсолютно новую отрасль, которая будет отвечать реалиям времени и новым, актуальным запросам рынка.

Сообщение Уголь: закат или ренессанс? появились сначала на Энергетическая политика.

Дмитрий ОГНЕВ
Иркутский государственный институт путей сообщения, д. э. н.
e-mail: odv1974@rambler.ru

Елена ПЕТРЯКОВА
Иркутский государственный институт путей сообщения, к. ф.-м. н.
e-mail: petryakova_ea@irgups.ru

Аннотация. Статья раскрывает текущее состояние основных дальневосточных железнодорожных магистралей – БАМа и Транссиба. Авторы статьи проводят анализ проблем железнодорожных магистралей, связанных в том числе со слабым социально-экономическим развитием регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также пока неясными перспективами в угольной отрасли. Особое внимание уделяется дальнейшему развитию этих железнодорожных магистралей.
Ключевые слова: железная дорога, проблемы расширения «узких мест», экспорт угля.

Abstract. The article reveals the current state of the main Far Eastern railways — BAM and Transsib. The authors of the article analyze the problems of railway lines, including those associated with the weak socio-economic development of the regions of Eastern Siberia and the Far East, as well as the still unclear prospects in the coal industry. Particular attention is paid to the further development of these railways.
Keywords: railway, bottleneck expansion problems, coal export.

В течение последних лет в России активизировался процесс обсуждения проблем, связанных с развитием Байкало-­Амурской (БАМ) и Транссибирской магистралей, и возможных путей их решения. Компания «Российские железные дороги» (РЖД) разработала план модернизации БАМа и Транссиба, который получил название «Восточный полигон». В марте 2018 года президент России Владимир Путин в послании Федеральному собранию озвучил цель по увеличению пропускной способности БАМа и Транссиба до 180 млн тонн в год. Но уже в феврале 2019 года была поставлена новая задача – увеличить мощность магистралей до 210 млн тонн к 2025 году. В декабре 2019 года РЖД провело очередное совещание по Восточному полигону, на котором рассматривались приоритетные объекты для модернизации и строительства. Это стало ответом на критику Счетной палаты РФ, выявившей срывы сроков строительства многих объектов БАМа и Транссиба [2]. Причины этого, по утверждению представителей РЖД, заключались в нехватке квалифицированных кадров, длительных сроках рассмотрения необходимой документации, недостаточным количеством специальной техники и др.
На этом фоне представляется полезным проанализировать существующее состояние этих двух магистралей и в первую очередь БАМа, цели и задачи, которые ставятся в связи с предстоящим их развитием, а главное – их актуальность в среднесрочной и долгосрочной перспективе. При этом необходимо учитывать, что проблемы БАМа существенно различаются для давно сооруженного и активно эксплуатируемого участка магистрали от г. Тайшет и до г. Усть-­Кута в Иркутской области и основного «классического» БАМа, который начал сооружаться в 1974 году, от г. Усть-­Кута до Амурской области и далее.

Историческая задача

Впервые о необходимости сооружения железнодорожной магистрали, дублирующей Транссиб, и которая должна была пройти севернее озера Байкал, стали говорить после поражения России в Русско-­Японской вой­не 1904–1905 годов. В двадцатых-­тридцатых годах советского периода возобновились предварительные изыскания вдоль магистрали, получившей название «Байкало-­Амурская магистраль», от г. Тайшет до современного Комсомольска-на-­Амуре [3]. В 1932 году Совнарком Советского Союза принял постановление «О строительстве Байкало-­Амурской магистрали». Согласно этому постановлению, ее сооружение необходимо было выполнить за три года и начать движение по магистрали – к концу 1935 года. По разным причинам, включая Великую Отечественную вой­ну, сильные землетрясения в районе стройки, строительство магистрали было прекращено [3]. Бурное строительство БАМа вновь началось в 1974 году по призыву Коммунистической партии Советского Союза (КПСС), на который откликнулись десятки тысяч комсомольцев-­добровольцев. Все республики СССР приняли активное участие в строительстве магистрали, и за каждой из них закрепили сооружение железнодорожных станций.

Официально были заявлены следующие цели, достижение которых должен был обеспечить БАМ [3], некоторые из которых не были однозначно актуальными. К их числу следует отнести:
—  осуществить доступ к богатейшим природным ресурсам Восточной Сибири и Дальнего Востока, которые к этому периоду были слабо разведаны;
—  развернуть транзитные перевозки, параллельно с перевозками по Транссибу. Вместе с тем, к этому времени Транссиб не был перегружен перевозками;
—  создать кратчайшую железнодорожную магистраль от западных границ СССР до Тихого океана путем спрямления трассы за счет ухода от направления на юг о. Байкал и протяженной границы между СССР, Монголией и Китаем;
—  резервировать перевозки между Дальневосточными и остальными регионами страны при возможных сбоях функционирования Транссиба.
Последняя цель решала стратегическую задачу, поскольку к концу 60‑х годов обострились советско-­китайские отношения, которые весной 1969 года привели к прямому вооруженному конфликту между странами, и существовала большая вероятность того, что Транссиб мог быть перекрыт в любой момент. Но эта стратегически важная цель никогда публично не озвучивалась.
Всесоюзная комсомольская стройка начиналась активно и держалась на энтузиазме молодежи и поддержке государства (ресурсы, моральное и материальное стимулирование). Однако из-за не учета многочисленных трудностей, темпы осуществления «стройки века советского периода» были значительно ниже, чем планировались в упомянутом выше постановлении Совнаркома от 1932 года – «построить БАМ за три года». Только через десять лет после начала строительства в 1984 г. произошла стыковка Западного и Восточного участков БАМа, а крупнейший в СССР (а теперь в России) Северомуйский туннель строился 19 лет (открыли движение 05.12.2003 г.). Не умаляя заслуг строителей магистрали, такое затягивание сроков сооружения БАМа обусловлено следующими причинами:
—  к концу 70‑х – началу 80‑х годов спала напряженность в отношениях СССР и КНР;
—  острой необходимости в освоении мало изученных богатейших ресурсов данного региона не было;
—  экономические и социальные проблемы Советского Союза в конце 80‑х годов (повальный дефицит, национальные столкновения в некоторых республиках, неудача перестройки и т. д.) и в 90‑х годах в России (падение экономики после распада СССР) не позволили осуществлять строительство магистрали.

Накопившиеся проблемы, «узкие места»

Рассмотрим социально-­экономическую ситуацию на БАМе в настоящее время. При этом совершенно некорректно анализировать социально-­экономические показатели региона, прилегающего к участку магистрали от г. Тайшета до г. Усть-­Кута, которые находятся в Иркутской области и ещё в 1932 относили к одному из участков БАМа, с «классическим» БАМом протяженностью от г. Усть-­Кута до Амурской области. Подобное совокупное представление показателей периодически появляется даже в официальной отчетности. Участок магистрали от Тайшета до Усть-­Кута находится в одном из наиболее экономически развитых районов Иркутской области: Коршуновский ГОК, лесопромышленные комплексы г. Братска и г. Усть-­Илимска (имеется железнодорожная ветка от магистрали), действующий крупнейший алюминиевый завод в г. Братске и строящийся алюминиевый завод в г. Тайшете, формирование газохимического комплекса в г. Усть-­Куте, крупнейшие ГЭС и ТЭЦ Иркутской энергосистемы и др. В районе «классического» БАМа за более чем сорокапятилетний период реализован только один крупный проект – освоение Нерюнгринского угольного месторождения. Одно из крупнейших в мире – Удоканское меднорудное месторождение, о котором много говорили, начиная с 70‑х годов прошлого века, только сейчас входит в стадию поэтапного промышленного освоения (2021–2022 годы). Вся остальная экономика этого региона держится на локальной добыче и переработке древесины, мелких строительных участках и местных промыслах (охота, рыбалка и оленеводство в небольших масштабах).

Удручающая существующая социально-­экономическая ситуация на БАМе и неясность с перспективами её радикального изменения, наглядно показана в публикациях [4,5]. Большинство зданий (вокзалов, станций) приходят в упадок. Работой обеспечен только тот, кто связан с железнодорожным транспортом и тот, кто в настоящее время стал привлекаться для модернизации БАМа в рамках Восточного полигона (на основании послания президента Федеральному собранию), а также энергетики в зоне централизованного электроснабжения. В части объема перевозок по БАМу, в настоящее время на перегоне Тайшет – Тында – Комсомольск-на-­Амуре он составляет 12 млн тонн (большая часть из которых приходится на участок Тайшет – Усть-­Кут), а на участке Комсомольск-на-­Амуре – Северобайкальск – это в среднем не более двух пассажирских поездов в сутки [3]. Такие данные по перевозкам не дают оснований утверждать, что БАМ в настоящее время предельно перегружен.
Вместе с тем, предполагаемая активизация реализации мероприятий Восточного полигона должна увеличить объемы перевозок по БАМу и Транссибу (прежде всего именно по БАМу) до 180–210 млн тонн. На реализацию этих планов должно быть вложено более 1 трлн руб­лей. На уровне высшего руководства РФ в течение последних пяти лет декларируется «разворот экономики России на Восток», что требует развитой транспортной системы, и в первую очередь железных дорог. Некоторые эксперты и представители государственной власти, включая руководителей ряда субъектов федерации, обосновывают необходимость развития упомянутых магистралей тем, что они стали «тормозом» для перевозки грузов в восточном направлении к морским портам и пограничным переходам [6,7]. Например, угледобывающие компании Кузбасса готовы отгружать на экспорт в азиатские страны до 127 млн тонн угля к 2028 году против 48 млн тонн в 2017 году. Угольщики Хакасии также готовы увеличивать добычу и отгрузку угля до 40 млн тонн против 23 млн в настоящее время.

Кроме перевозок угля, перспективной становится и железнодорожная перевозка контейнеров, которая достигла через территорию России к 2019 году около 600 тыс. единиц. Согласно упомянутому посланию президента РФ, к 2024 году контейнерные транзитные трансроссийские перевозки должны увеличиться в четыре раза – до 1,7 млн контейнеров. За период с 2013 по 2019 год на увеличение пропускной способности БАМа и Транссиба (первый этап) должно быть потрачено более 560 млрд руб­лей. На втором этапе до 2025 года РЖД из собственных средств профинансирует мероприятия на сумму почти 500 млрд руб­лей. При этом следует помнить, что доходы РЖД складываются в основном за счет тарифов на железнодорожные перевозки.
По мнению экспертов, представителей РЖД и бизнес-­сообщества, малозатратные мероприятия по увеличению пропускной способности Транссиба незначительны, хотя в связи с вводом в эксплуатацию нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) цистерновые перевозки снизились почти на 2 млн тонн в год. Кроме того, имеются возможности для совершенствования графика перевозок и оптимальной организации ремонтных окон, в том числе и на основе цифровизации.
Анализ имеющейся информации показал, что основными «узкими местами», которые сдерживают скорость движения составов по БАМу, могут быть:
—  один железнодорожный путь после г. Усть-­Кут (одноколейная дорога);
—  Байкальский туннель, соединяющий Иркутский и Бурятский участки БАМа, хотя в настоящее время готовится к вводу в полномасштабную эксплуатацию второй Байкальский туннель;
—  старый мост через реку Лена в г. Усть-­Куте, построенный сорок лет назад, параллельно ему в настоящее время достраивается аналогичный мост;
—  Северомуйский туннель протяженностью 15,3 км, пропускающий составы поочередно, при этом имеющийся сложный обходной путь через перевал практически не увеличивает пропускную способность на этом участке;
—  появившиеся в отдельных местах дефекты земляного полотна и искусственных сооружений [3].
Особо необходимо выделить проблему, связанную с отсутствием тягового электроснабжения от п. Таксимо и далее на Восток (до Советской Гавани). На этом участке сохраняется тепловозная тяга, существенно удорожающая перевозки из-за постоянно растущей стоимости дизельного топлива. При имеющихся планах перехода на электрическую тягу на всем протяжении БАМа и увеличению объема перевозок, потребуется существенно развить электрическую сеть в этом регионе и, возможно, построить новые генерирующие источники. В настоящее время «Федеральная сетевая компания» (ФСК), входящая в холдинг «Россети», преступила к реализации мероприятий по развитию энергоснабжения БАМа и Транссиба, стоимость которых к 2024 году составит 105 млрд руб­лей. Предполагается сооружение 4,2 тыс. километров ЛЭП различных классов напряжения и трансформаторов суммарной мощностью 4 тыс. мегавольт-­ампер. При этом ожидается прирост тяговой нагрузки до 1,2 Гигаватта [8].
Ожидаемый дефицит электроэнергии мог бы быть существенно снижен за счет сооружения ФСК ЛЭП 500 кВ от подстанции в г. Усть-­Кут до подстанции 500 кВ, которую также будет необходимо построить в районе п. Нижнеангарск (северная оконечность озера Байкал). Однако, вопрос о сооружении данной ЛЭП остается пока открытым как с экологической, так и с экономической точек зрения. Дело в том, что до 2020 года существовал запрет на вырубку лесов в зоне о. Байкал, которая потребовалась бы при сооружении ЛЭП 500 кВ. После многочисленных обсуждений в научно-­техническом сообществе и на правительственном уровне в защиту о. Байкал, 31 декабря 2020 года было принято постановление Правительства РФ № 2399 «Об утверждении перечня видов деятельности, запрещенных в центральной экологической зоне Байкальской природной территории», в котором поясняется, что ограничения не распространяются на «объекты инфраструктуры железнодорожного транспорта общего пользования в составе Байкало-­Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей» [9]. В качестве временной меры для частичного покрытия дефицита электроэнергии на БАМе, руководство РЖД в декабре 2019 года обратилось в Минэнерго РФ с просьбой о переброске четырех мобильных газотурбинных электростанций (МГТЭС) из Крыма на БАМ. По информации из Минэнерго РФ, эти МГТЭС могут находиться на БАМе 1,5–2,5 года [10].

В течение последних пяти лет перечисленные проблемы начали решаться. Однако намеченные сроки выполнения ряда важных мероприятий не выдерживаются. Самым проблемным местом, сдерживающим рост перевозок, многие эксперты считают Северомуйский туннель. В настоящее время появилась компания – инвестор «Сибантрацит», готовая построить второй Северомуйский туннель за собственные средства в объеме 60 млрд руб­лей в течение пяти лет. Она уже начала подготовительные работы в п. Северомуйск (Восточный портал) [11]. Однако, по оценке Института экономики и развития транспорта (ИЭРТ), строительство самого туннеля обойдется в 190 млрд руб­лей, а с учетом дефляторов и цен производителей к 2024 году стоимость может превысить 260 млрд руб­лей. Сроки строительства могут составить около 10 лет [12].
Увеличение пропускной способности двух магистралей направлено в первую очередь на увеличение грузовых перевозок по экспорту ресурсов (в основном угля, частично леса и сибирского зерна) в азиатские страны и на трансроссийские контейнерные перевозки с Дальнего Востока в Европу. Эти перевозки могут дать существенный прирост поступлений финансовых средств в бюджет страны, поэтому планируется их значительный рост в будущем. Задачи по развитию Восточных регионов страны пока не выполняются. По сути, они стали второстепенными. Основные ресурсы направлены на усиление экспортных и транзитных возможностей России.
Последнее утверждение позволяет сравнить ситуацию с реализацией планов Восточного полигона с Восточной газовой программой России, принятой в 2007 году и также направленной на социально-­экономическое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе газификации этих регионов. При этом экспортные поставки природного газа в Северо-­Восточную Азию декларировались как вторичные. К 2014 году, когда было подписано соглашение между Россией и Китаем о поставках газа в КНР в течение 30 лет, ситуация изменилась. На первом месте стала задача расширения экспортных поставок российского газа. Запуск газопровода «Сила Сибири» в декабре 2019 года лишь подтвердил это. Из крупных проектов реализуется только строительство Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), который также имеет экспортную направленность. Социально-­экономическое развитие восточных регионов России на основе газификации забывается или происходит в вялотекущем режиме.

Будущие ограничения

Проведенный анализ увеличения пропускной способности БАМа и Транссиба, показал, что декларируемый некоторыми экспертами оптимистический прогноз по среднесрочным и долгосрочным перспективам развития этих магистралей, не учитывает ряд важнейших проблем, которые существуют или с большой вероятностью могут проявиться в будущем.
Так, одной из целей расширения БАМа и Транссиба является увеличение экспортных поставок природных ресурсов в азиатские страны и прежде всего угля. По заявлению Минэнерго РФ, поставки угля к 2025 году в Восточном направлении могут достигнуть 195 млн тонн, при резком сокращении потребления угля в Европе [13]. Проведенные исследования не выявили никакой информации (официальные заявления, сообщения СМИ и т. д.) о наличии контрактов, соглашений или рамочных договоренностей с азиатскими странами об экспортных поставках в будущем огромных объемов угля, аналогичным, например, «Соглашению века» между РФ и КНР по поставкам газа. Если такие контракты существуют (и служат основанием модернизации БАМа и Транссиба), то в этом случае необходимо учитывать энергетическую и связанную с ней экологическую политику развитых азиатских стран в среднесрочной (5–10 лет) и долгосрочной перспективе (10–30 лет). Даже Китай встал на путь резкого сокращения своей угольной энергетики, не говоря уже о Японии и Южной Корее.
Несомненно, что трансроссийские контейнерные перевозки в направлении Восток – Запад являются перспективными и экономически выгодными в настоящее время и в среднесрочной перспективе. Планируемая перевозка 1,7 млн контейнеров к 2024 году даст существенное наполнение бюджета России. Время доставки контейнеров из Северо-­Восточной Азии в Европу по железной дороге существенно меньше, чем морской («южный») путь через Суэцкий канал, но себестоимость морских перевозок существенно меньше, чем по ж/д. Это определяется тем, что железнодорожный состав в среднем может перевести 100–150 контейнеров, а морской контейнеровоз – до 18 тыс. Что произойдет с объемами контейнерных перевозок по БАМу и Транссибу через 5–10 лет, точно спрогнозировать достаточно трудно, но они могут снизиться. Причинами этого могут стать как реанимация Северного морского пути, так и развитие железнодорожных перевозок в Китае по направлению к границам со среднеазиатскими республиками бывшего СССР [14]. Ещё в 2013 году Казахстан предложил железнодорожный маршрут «шелковый ветер» в обход России: Китай – Казахстан – Каспийское море – Азербайджан – Грузия – Турция и далее в Европу, который был активно поддержан Китаем. «Шелковый ветер» может сократить время доставки грузов в Европу в 4–5 раз по сравнению с морскими перевозками. В ноябре 2014 года прошел «экспериментальный» грузовой состав из Китая до Мадрида. По заявлению китайского руководства, в таком подходе нет никакой политики – только экономика [15].
При планируемых перевозках по БАМу уже в ближайшее время может возникнуть дефицит электроэнергии. Спешка, с которой строился БАМ, вынудила построить ЛЭП 220 кВ из района г. Усть-­Кут до п. Таксимо, хотя при таких расстояниях необходимо было строить ЛЭП 500 кВ, что существенно затянуло бы строительство. В настоящее время рассматривается возможность строительства ЛЭП 500 кВ до п. Нижнеангарск на севере о. Байкал, но сроки начала строительства пока не определены. В настоящее время дефицит электроэнергии в зоне электрической тяги БАМа (до п. Таксимо) минимальны и носят локальный характер. Это подтверждается данными системного оператора ЕЭС России и данными ВСЖД по состоянию на весну 2018 года. В табл. 1 приводятся выборочные данные, полученные по официальному запросу: объект (ПС — подстанция); запрашиваемая и согласованная системным оператором максимальная электрическая мощность Pmax (МВт); фактическая максимальная электрическая мощность Pmax факт, (МВт).

Как следует из приведенных данных, имеются существенные резервы мощности по тяговым подстанциям. В 2020 году наблюдается рост нагрузок, но ситуация принципиально не изменилась.
Не отрицая необходимости строительства ЛЭП 500 кВ (и других классов напряжения) и, вероятно, сооружение новых генерирующих источников электроэнергии, необходимо рассмотреть возможность применения современных компенсирующих и регулирующих средств (основанных на «силовой электронике»), повышающих устойчивость системы и увеличивающих ее пропускную способность. Это будет временная мера, но существенно дешевле, чем сооружение высоковольтных ЛЭП в сложных географических и климатических условиях. В то же время, с учетом возможного падения объемов перевозок эти мероприятия могут быть достаточными даже в долгосрочной перспективе.
Фактически принятое решение о строительстве второго Северомуйского туннеля будет реализовываться на фоне тех проблем, которые были и остаются при сооружении первого Северомуйского туннеля. Как известно, это сооружение находится в активной сейсмической зоне. Специалисты Института земной коры СО РАН предупреждали о существующих угрозах для безопасности туннеля. Сотрудники ИСЭМ СО РАН, проводя исследования качества электроэнергии на тяговых подстанциях, в конце 80‑х годов прошлого века стали свидетелем землетрясения силой не менее 7 баллов в районе тяговой подстанции «Ангаракан» (Западный портал Северомуйского туннеля). Эти землетрясения продолжаются и в настоящее время [16]. Необходима глубокая квалифицированная экспертиза предложений компании «Сибантрацит» – построить второй Северомуйский туннель за пять лет. Спешка в сооружении сложного объекта может привести к тяжелым последствиям. Кроме того, сооружение второго Северомуйского туннеля должно быть синхронизировано со строительством вторых путей со стороны Западного и Восточного порталов туннеля, так как в противном случае устранение этого «узкого места» на магистрали становится бессмысленной.
В перечисленных выше и хорошо известных «узких местах» на БАМе, не рассматривается одно из самых важнейших проблемных мест, которое неизбежно станет основным препятствием по увеличению пропускной способности магистрали в долгосрочной, а скорее всего и в среднесрочной перспективе (5–10 лет). Этим препятствием может стать плотина Братской ГЭС (БрГЭС). [17–19]. Проект БрГЭС (1951 г.) предусматривал сооружение на гребне плотины дороги только для автомобильного и гужевого транспорта проектной мощностью 1–3 тыс. транспортных средств в сутки. Проект не предусматривал сооружение железной дороги. Автодорожный мост через реку Ангару в нижнем бьефе ГЭС решили не строить из-за дороговизны и минимальных транспортных потоков. Но уже в 2015 году, в отдельные дни, количество проходящих по плотине автомобилей достигало не менее 20 тысяч. [18]. Это было вызвано интенсивным провозом грузов в г. Усть-­Кут, связанным со строительством нефтепровода ВСТО, грузов для БАМа, для северного завоза по р. Лена и т. д. При этом, по гребню плотины в обоих направлениях также было интенсивное ж/д движение. Эти факторы создали опасное техногенное воздействие на тело плотины (протечки воды в теле плотины), которое подтверждается исследованиями ВНИИ гидроэнергетики имени Б. Е. Веденеева.
Ещё в 2009 году на заседании комиссии по чрезвычайным ситуациям Иркутской области рассматривалась проблема безопасности БрГЭС [17]. Прогнозируя рост интенсивности движения по плотине, в тринадцатом пятилетнем плане развития народного хозяйства СССР (1991–1995 годы) было предусмотрено строительство постоянного моста ниже плотины ГЭС, но из-за фактического распада экономики страны в 90‑х годах, этот план не был реализован. Очередная попытка решить проблему была сделана в 2010 году, когда было разработано ТЭО строительства моста институтом «Гипродорнии». Стоимость различных вариантов его сооружения составляет 100–130 млрд руб­лей (в ценах 2010 г.). Эти средства не были включены ни в одну федеральную программу [19]. Обращения руководителей «Иркутскэнерго» (ЕвроСибэнерго, «Ен+») в профильные ведомства для решения проблемы (речь идет о сокращении существующего железнодорожного движения), которая может обостриться в связи с планами увеличения интенсивности железнодорожного движения, фактически остаются без внимания. Реализованное локальное мероприятие по модернизации пути на плотине – переход на безстыковое сочленение рельсов – абсолютно не решает проблему. Эта очевидная причина, требующая снижение интенсивности движения по плотине, а также требуемое сооружение железнодорожного моста ниже плотины, затянут на неопределенный срок реализацию планов по увеличению пропускной способности БАМа к 2024 году.

Выводы

1. Интенсивность реализации планов, предусмотренных Восточным полигоном, существенно возросла после послания президента РФ Федеральному собранию в 2018 году, в рамках которого поставлена задача довести пропускную способность БАМа и Транссиба к 2024 году до 180–210 млн тонн. С большой вероятностью можно утверждать, что требование послания будет выполнено. Это подтверждается, например, реализацией проекта «Сила Сибири», подписанного в 2014 году руководителями РФ и КНР. В 2020 году наблюдался существенный рост объемов перевозок экспортных грузов по БАМу и Транссибу (на 6,5 % больше, чем в аналогичный период 2019 года) с одновременным ростом инфраструктурных работ, а также технических, технологических и организационных мероприятий (двухпутные участки, разъезды, реконструкция некоторых ж/д станций и т. д.) [20].
2. Несмотря на официальные заявления, планы по модернизации магистралей направленные на усиление социально-­экономического развития восточных регионов России, прилегающих к зоне БАМа, не реализуется на практике. Основной упор сделан на экспортные поставки природных ресурсов в Северо-­Восточную Азию и на трансроссийские транзитные перевозки грузов (в основном контейнеров) по направлению: Дальний Восток – Европа.
3. Для реализации намеченных планов по модернизации и развитию БАМа, необходимо решить в кратчайшие сроки многие проблемы, связанные с «расшивкой узких мест» на магистрали. При этом надо учитывать, что необдуманная спешка в решении существующих проблем может привести к завышенным финансовым затратам, а в некоторых случаях к негативным последствиям.
4. В кратчайшие сроки необходимо принять конструктивные решения по устранению негативных последствий интенсивного движения по плотине БрГЭС, которые не воспринимаются на официальном уровне. Затягивание решения этой проблемы может в будущем привести ситуацию на грань серьезной техногенной аварии.
5. Для получения реального экономического эффекта от реализации целей и задач, изложенных в Восточном полигоне, необходимо тщательно проанализировать результаты последствий изменения приоритетов политики России на востоке страны. Это прежде всего касается оценки объемов экспорта природных ресурсов и объемов контейнерных перевозок по БАМу в среднесрочной и долгосрочной перспективе (10–30 лет), зависящих от множества внешних факторов, включая планы по развитию транспортных систем сопредельных стран, энергетической политики стран Северо-­Восточной Азии (экологические проблемы, балансы ТЭК) и др. Например, пока ещё значительный объем экспорта российского угля в Китай в 2020 году был обусловлен только прекращением поставок дешевого угля из Австралии. Аналогичные факторы не могут служить обоснованием развития БАМ и Транссиба в долгосрочной перспективе. Более того, у российских угольных компаний возникли проблемы с провозом угля через пограничные пункты с КНР. Реальные экспортные поставки угля снизились на 14 % в 2020 году. Это обусловлено поддержкой Китаем своих угольных компаний, а также, в значительной степени надуманной проблемой низкого качества российского угля [21].

Сообщение Перспективы БАМа и Транссиба с учетом состояния регионов и развития угольной отрасли появились сначала на Энергетическая политика.