Глава 3.2.2. Повышение глубины переработки добываемого сырья, его комплексное и эффективное использование

Глава 3.2.2. Повышение глубины переработки добываемого сырья,
его комплексное и эффективное использование

3.2.2.1. Повышение доли обогащенного сырья в общей структуре поставок

Повышение качества продукции добывающих отраслей, прежде всего обогащение угля, что позволяет производить топливо с высокой концентрацией энергии. Эксперты считают, что обогащение становится "критической технологией", во многом определяющей развитие всей угольной отрасли. К 2005 году в Кемеровской области обогащалось около 25 % добываемых энергетических углей и 85-90 % углей, идущих на переработку в кокс. При этом в мировой торговле принято требование к экспортному углю: содержание серы - не свыше 1 %, зольность - до 15 %. До 2020 года планами угольных компаний и региональными программами развития Кемеровской области предусматривается строительство 15 новых и техническое перевооружение действующих обогатительных фабрик для переработки коксующихся и энергетических углей с объемами переработки 36,6 млн. т коксующихся и энергетических углей в год. В 2006 году введена в эксплуатацию обогатительная фабрика "Северная" (проектная мощность - 4 млн. т).

Понятно, что обогащение угля, поставляемого внутренним потребителям, должно быть увязано с планами энергетиков, так как предполагает переход к использованию в качестве топлива на ТЭС стандартного обогащенного угля вместо угля "проектного". Такой переход возможен при изменении технических регламентов на добычу и поставку угля.

Обогащение значимо и для поставщиков ЖРС металлургическим предприятиям. ОАО "Евразруда" в рамках принятой летом 2006 года и рассчитанной до конца 2008 года инвестиционной программы предполагает провести строительство новых добывающих и обогатительных мощностей, а также реконструкцию фабрик вторичного обогащения (в том числе Абагурского и Мундыбашского филиалов в Хакасии), за счет чего снизить издержки на последующих переделах при производстве товарной продукции - вторичного концентрата и агломерата, сократить транспортные и энергетические затраты.

3.2.2.2. Наращивание потребления угля в энергетике внутри региона. Создание новых индустриальных парков на инфраструктуре строек новых энергогенерирующих мощностей

Наращивание потребления угля в регионе в энергетике за счет строительства новых генерирующих мощностей. По расчетам Администрации области в регионе за счет частных инвестиций могут быть введены дополнительные генерирующие мощности на 6130 МВт. В этом случае совокупный прирост генерирующих мощностей только по Кемеровской области за вычетом выбывающих мощностей может составить 8032 МВт, что существенным образом повысит использование угля в финишных переделах. Однако сделать это можно лишь при гарантиях потребления вырабатываемой электроэнергии.

Менее эффективным (из-за больших потерь тепла) вариантом использования дополнительно вырабатываемой электроэнергии эксперты считают ее передачу в другие энергодефицитные регионы, в первую очередь - на Урал и в европейскую часть страны.

Наиболее эффективным способом использования дополнительно получаемой электроэнергии является создание при строящихся новых ТЭС и энергоблоках индустриальных парков, предусматривающих размещение в них энергоемких производств. При этом регион получает инфраструктурно подготовленные площадки для размещения новых производств, экономию развертывания последних за счет использования инфраструктур строек, возможность изменить структуру экономики. Инвесторы получают подготовленные участки, возможность получения тепловой и электрической энергии на более льготных условиях (например за счет уменьшения расходов на развертывание сетей и плату услуг сетевого хозяйства). Энергетики получают гарантированный сбыт. Опыт развертывания индустриальных парков при строящихся электростанциях есть за рубежом (в российской гидроэнергетике в настоящий момент прорабатывается Росатомом для строительства АЭС). Этот опыт может быть использован при строительстве энергогенерирующих мощностей в Кемеровской области. Тем более что в Кузнецком бассейне дополнительный эффект экономии издержек может быть получен при строительстве станций на "борту" разрезов и шахт.

Таблица 32

Перспективные проекты в электрогенерации Кемеровской области,
реализуемые вне рамок инвестиционной программы
РАО "ЕЭС России"

	Мощность, МВт	Год ввода	Возможный инвестор	Стоимость, млрд. руб.
1	2	3	4	5
Ново-Кемеровская ГРЭС	16501650	20152020	ОАО "УК "Кузбассразрезуголь"	115
ТЭС Кузнецкого ферросплавного завода	540	нет данных	Кузнецкий ферросплавный завод	13
ТЭС "Русала"	600	нет данных	ОАО "Русал"	15
Крапивинский гидроузел	300	нет данных	ОАО "Технопромэкспорт"	7,9
Прокопьевско-Киселевская ТЭЦ	540	нет данных	ОАО "СУЭК"	17
8 ГЭК Подземгаза	850	нет данных	Господдержка	15,5
Итого	6130			183,4

3.2.2.3. Развитие углехимии в Кемеровской области

На протяжении всей первой половины ХХ века уголь в индустриально развитых странах интенсивно перерабатывался как основное химическое сырье. В настоящий момент продукты углехимии вытеснены продуктами нефте- и газохимии. В мире ведутся НИР в сфере углехимии, хотя и на стадии 5-летней готовности, то есть при изменении конъюнктуры рынка углеводородов можно в течение 5 лет на основе демонстрационных установок развернуть промышленное производство.

В РФ в настоящее время достаточные ресурсы нефти и газа как источника сырья для химии. Более того, глубина переработки нефти на ГПЗ и НПЗ в среднем по России в 2006 году не превысила 74 % (в развитых странах она составляет 85 - 95 %). В России перерабатывается всего около 7 % добываемого газа (для сравнения: в США - почти 90 % от объемов добычи), до сих пор нет полноценных газохимических комплексов, если не считать казанского завода "Оргсинтез", на котором используются этан и пропан, получаемые на газоперерабатывающих заводах, а также "Салаватнефтеоргсинтез", где используются сжиженные газы и ШФЛУ. В стадии строительства находится Новоуренгойский газохимический комплекс. Предполагалось создание газохимических комплексов на базе Сосногорского и Астраханского ГПЗ, однако эти планы не реализованы.

В этих условиях рассчитывать на скорое интенсивное развитие глубокой переработки угля не приходится. Тем не менее наращивать переработку угля на стадии НИОКР и опытных установок необходимо, чтобы сохранить конкурентоспособность в использовании такого ценного сырья, как уголь:

1. Переработка угля в жидкое топливо. Для производства жидких продуктов используют процессы гидрогенизации угля, пиролиза, растворения в органических растворителях, а также процессы, совмещающие получение syngas из твердого топлива и его последующую переработку в метанол, бензин, дизельное топливо. В различных странах в настоящий момент работает более 80 опытных установок сжижения угля. Значительные объемы жидких продуктов из угля получаются компанией Sasol в ЮАР. Создание предприятий по сжижению угля является одним из приоритетных направлений КНР (в конце 2004 года утверждено Госкомитетом КНР по развитию и реформам). В РФ нет отработанных технологий получения жидкого топлива из угля, и не следует ожидать быстрого запуска использующих их производств. Перспектива их создания остается, но для этого либо должно произойти повышение в РФ в разы стоимости нефти и природного газа, либо достигнут прорыв в развитии технологий сжижения угля (что в ближайшие 10-15 лет представляется маловероятным).

2. Пиролиз углей и получение полукокса (получение синтетических смол, высокоэнергетического топлива, syngas, сорбентов и проч.). В Кемеровской области технологии производства полукокса были освоены в Ленинске-Кузнецком на заводе полукоксования, но масштабы производства были чрезвычайно небольшими, а само производство в 90-е - 2000-е годы попало в чрезвычайно сложную производственно-финансовую ситуацию. Поставки полукокса оказываются выгоднее поставок обычных энергетических углей вследствие сокращения транспортных издержек и повышения энергетической отдачи топлива. Потенциально производство полукокса может быть развернуто в регионе в относительно короткие сроки. Оно может быть развернуто на площадке незавершенного строительством комбината "ЛенинскХимПром" (Ленинск-Кузнецкий). Там могут перерабатывать до 2,1 млн. т энергетических углей в год и ежегодно производить 1 млн. т полукокса, 1,3 млрд кВт/ч электроэнергии и 2500 Гкал тепла. Срок реализации проекта - около 3 лет, срок окупаемости - около 6 лет, объем предполагаемых инвестиций - около 4,33 млрд. руб.

3. Получение других продуктов в результате химической переработки угля.

Таблица 33

Перспективы развития углехимии в Кемеровской области

Продукт и его назначение	Технологии	Объем рынка	Основные производители	Региональные производители
1	2	3	4	5
Диметиловый эфир (топливо, преимущественно для косметической промышленности (создание давления в аэрозолях) как хладагент и растворитель)	Стандартные (ДМЭ производится как из природного газа, так и из угля, биомассы)	Основные производители ДМЭ - Япония, КНР, Индия, Иран, США, Дания и др. В последние 10 лет производство ДМЭ резко возросло и составляет десятки млн. т. В Швеции и Дании общественный транспорт полностью переведен на ДМЭ. Россия составляет очень небольшую долю от мирового рынка ДМЭ	В России эксплуатируются отдельные установки: ОАО "Новомосковский азот"; на ОАО "Щекиноазот" эксплуатация установки приостановлена	-
Синтез-газ	Стандартные (из природного газа, метана, путем газификации угля)	Рынок всегда региональный. Основные производители - США, КНР, ЮАР, ЕС и др. В большинстве стран опытные производства	Sasol (ЮАР). В РФ практически не производится	-
Углеродные нанотрубки (НТ) и нановолокна (НВ) (производство полимерных материалов для молекулярных сит, сорбентов, мембран, для изготовления электродов, топливных элементов и химических источников тока; НТ могут быть основой микроэлектроники)	Инновационные (открыты в 1991 году)	Производство НТ составляет десятки т в год с потенциалом роста до нескольких сотен т в год. После 2010 года прогнозируется спрос на продукты с НТ и НВ в объеме от 200 млн. до 3 млрд. дол. в год. К 2020 году, по прогнозу Freedonia Group, данный рынок может вырасти до 10 млрд. дол.	НИОКР ведутся большим количеством исследовательских организаций и корпораций. Наибольшая активность в США (25% всех публикаций на тему, первенство NEC), Японии (Mitsui and Co.), КНР (Shenzhen Nanotech Port Co., Ltd), Франции, Великобритании (Thomas Swan & Co Ltd) и России. Доля всех перечисленных стран на общем рынке - более 70%	НИР в Кемеровском филиале Института химии твердого тела СО РАН. Производство отсутствует
Фенопласты (пресс-порошки) (производство прочных пластмасс на основе фенолоальдегидных смол)	Стандартные технологии	Стационарный рынок с небольшой тенденцией роста. Небрендированная продукция	В РФ производят Уралхимпласт (Нижний Тагил), Сарапульский завод (Удмуртия)	"Токем"
Полукокс (доменное топливо, агломерационное и технологическое топливо, восстановитель для электротермических производств и проч.)	Стандартные. В Кемерове есть оригинальные запатентованные технологии производства полукокса	Страны с развитой металлургией. Например, по странам СНГ рынок полукокса оценивается более 10 млн. т в год	Небрендированный конкурентный рынок. Конкуренцию могут составить разработки и производственные возможности ЗАО "Карбоника-Ф" и КНЦ СО РАН (Красноярск)	Завод полукоксования (Ленинск-Кузнец кий) 84
Угольные сорбенты (отечественные в большей степени применяются в нефтегазовой, пищевой и химической промышленности, а импортные - в химической и табачной промышленности)	Стандартные	Всего в 2005 году в РФ произведено более 4,5 тыс. т, в 2006 году - 4,8-4,9 тыс. т при потреблении 9,7-9,9 тыс. т. В 2008 году потребление вырастет до 11-12 тыс. т. Основные импортеры - Германия, Великобритания, Китай, Франция	Rafterton Ltd. (Великобритания), Pica (Франция), ОАО "Сорбент" (Пермь) и др.	-

3.2.2.4. Добыча метана из угольных пластов

При относительно небольшой глубине разработки угольные шахты выделяют много метана. Запасы этого ценного сырья в угольных пластах региона оцениваются в 13 триллионов куб. м при относительно высокой плотности ресурсов метана 2-3 млрд. куб. м/кв. км.

На американских и австралийских шахтах успешно отводят метан. В Кемеровской области сделать это сложнее в силу того, что на угольных месторождениях физико-химическая связь "метан - уголь" гораздо прочнее, чем на зарубежных. Большая часть метана находится в угольных пластах в связанном состоянии (до 90 % в пластах в сорбированном состоянии), и главная задача для его извлечения заключается в интенсивном разупрочнении угольного пласта и его разгрузке.

Пока в России нет масштабного опыта промысловой добычи метана из угольных месторождений. В течение более 5 лет предварительная работа ведется Газпромом на уровне подготовки проекта ("Метан Кемеровской области") и апробации экспериментальных технологий. Уже пробурены опытные скважины глубиной до 900 м и произведены гидроразрывы угольных пластов. Осуществляются опытно-промышленные газодинамические исследования. Начать промышленную добычу метана планируется в 2008 году.

По расчетам специалистов ИГД им. А. А. Скочинского, чтобы добывать 3 млрд. куб. м метана в год из угольных пластов, нужно будет пробурить не менее 18 тыс. скважин. Таким образом, добыча 1000 куб. м метана из угольных пластов будет требовать затрат только на бурение скважин около 300 долларов. Очевидно, что рентабельным проект добычи метана может стать только при существенном росте цен на природный газ, а также при увязке с решением инженерной задачи дегазации угольных разработок, со снижением себестоимости добычи угля на шахтах. Промысловое извлечение угольного метана как ценного углеводородного сырья и энергоносителя можно проводить в рамках предварительной дегазации угольных месторождений. Однако без специальной государственной поддержки данной программы в условиях получения основного дохода от экспорта природного газа рассчитывать на быстрое развертывание добычи метана из угольных пластов трудно.

Таблица 34

Запасы шахтного метана в пластах угольных месторождений, млн. т у. т.

Бассейн	Глубина залегания угольных пластов, м
	до 300	300-600	601-1200	св. 1200	млн. т у. т.	трлн. куб. м	% к итогу
Донецкий	-	400	1500	1200	3100	2573	5,0
Печорский	-	300	900	1700	2900	2407	4,7
Кузнецкий	-	1500	4000	5000	10500	8715	17,0
Карагандинский	-	100	200	200	500	415	1,0
Иркутский	100	-	-	-	100	83	-
Тунгусский	1800	3500	6800	500	12600	10458	20,4
Таймырский	300	800	1900	2300	5300	4399	8,6
Ленский	2400	3900	7500	8300	22100	18343	35,8
Южно-Якутский	300	900	2000	1100	4400	3807	7,5
Итого, млн. т  у. т.	5000	11600	24800	20300	61700	51200	100,0