Казахстан собирается строить новые угольные электростанции и модернизировать старые по технологиям «чистого угля». Но насколько чистым может стать топливо, которое при сгорании неизбежно выделяет углекислый газ, сообщает El.kz.
Для страны с огромными запасами угля это вопрос не столько терминологии, сколько будущего целых городов. Угольные станции обеспечивают электричество, а теплоэлектроцентрали ещё и отопление. Остановить их одномоментно невозможно, но и оставить прежние выбросы без изменений уже трудно оправдать. Поэтому в энергетике появилось обещание компромисса: сжигать уголь и одновременно очищать дым.
Что именно называют чистым углём
В марте 2026 года правительство утвердило национальный проект «Развитие угольной генерации». Он рассчитан на 2026–2030 годы и предусматривает строительство восьми новых энергетических объектов и модернизацию, реконструкцию или расширение одиннадцати существующих. Общую мощность охваченных проектами объектов правительство оценивает примерно в 7,8 ГВт, а предполагаемые инвестиции – не менее чем в 7,5 трлн теңге. Речь идёт об установленной мощности проектов, а не о единовременном приросте выработки или о уже введённых станциях.
Объявленные правительством 7,5 трлн теңге – инвестиции во весь национальный проект, включая новые станции и обновление действующих мощностей. Считать эту сумму стоимостью экологических фильтров было бы ошибкой. Чтобы определить цену именно «чистого угля», нужны отдельные сметы пылеулавливания, сероочистки, систем подавления NOₓ, их эксплуатационных расходов и графики отключений действующих блоков.
Под «чистым углём» в данном случае понимают комплекс технологий: более эффективное сжигание топлива, улавливание золы и пыли, удаление диоксида серы, уменьшение выбросов оксидов азота. Такая станция может заметно меньше загрязнять воздух по сравнению с устаревшим котлом. Однако название легко вводит в заблуждение: уголь от этого не перестаёт быть ископаемым топливом, содержащим углерод.
Различать необходимо как минимум две задачи. Первая – снизить концентрации вредных примесей, которыми дышат жители близлежащих городов. Вторая – ограничить выбросы парниковых газов, влияющих на климат. Обычные дымовые фильтры справляются с первой задачей, но практически не решают вторую. Это разделение прямо закреплено в самом национальном проекте.
Пыль: что можно поймать до выхода из трубы
Одна из главных неприятностей угольной генерации – летучая зола. Минеральные компоненты топлива не исчезают в топке: часть превращается в твёрдый остаток, часть уносится с дымовыми газами. Для электростанций на экибастузском угле проблема особенно заметна. В казахстанском справочнике по энергоэффективности указана характерная зольность этого топлива около 40–45%. Это характеристика конкретного угля, а не доля пыли, которую станция выбрасывает наружу.
Электрофильтр заставляет частицы оседать под действием электрического поля. В рукавном фильтре дым проходит через специальную ткань, задерживающую мелкую золу. При правильно подобранной системе эффективность улавливания твёрдых частиц может превышать 99%, но это доля загрязнения на входе фильтра, а не обещание нулевых выбросов из трубы. И сохранится она лишь при надлежащем обслуживании оборудования.
Здесь уже есть казахстанский пример. По данным правительства, на отдельных энергоблоках Экибастузской ГРЭС-1 ремонт электрофильтров уменьшил концентрацию пыли в дымовых газах с 400 до 350 миллиграммов на нормальный кубометр. Сокращение составило 12,5% относительно прежнего показателя. Это реальная работающая мера, но одновременно наглядное напоминание: ремонт действующей установки и глубокая модернизация всей газоочистки – задачи разного масштаба.
Куда деваются сера и оксиды азота
Диоксид серы образуется при сжигании серосодержащего угля. В атмосфере он участвует в образовании вторичных мелких частиц и кислотных осадков, а также раздражает дыхательные пути. Для его удаления применяют десульфурацию: дымовые газы контактируют с известняковой суспензией, и соединения серы переходят в другие вещества. По данным Агентства по охране окружающей среды США, мокрые системы способны удалять более 90% SO₂; эффективность зависит от конкретной установки и режима работы.
Оксиды азота возникают в высокотемпературном пламени. Их образование можно уменьшать конструкцией горелок и настройкой процесса сжигания. Дополнительный этап – селективное каталитическое восстановление: реагент, обычно аммиак, при участии катализатора превращает оксиды азота преимущественно в азот и воду. В правительственных материалах Казахстана именно такие системы названы частью будущего комплекса очистки.
У модернизации есть и экономический предел. Станция тратит средства не только на покупку газоочистного оборудования: очистка увеличивает собственное потребление электроэнергии, требует реагентов, ремонтов и обращения с отходами. Для старой ТЭЦ особенно существенны остановки котлов во время монтажа. Поэтому даже одинаковые системы пылеулавливания на двух станциях могут обойтись по-разному – из-за доступного пространства, состояния газоходов и необходимости перестройки вспомогательных систем.
Установить оборудование – лишь половина дела. Скрубберам нужны реагенты, вода, насосы, электропитание и обслуживание; побочные продукты должны храниться или утилизироваться безопасно. Для катализаторов важны температура газов, их химический состав и срок службы. Наконец, модернизация требует места внутри плотной компоновки старой ТЭЦ, где трубы, котлы и вспомогательное оборудование уже заняли промплощадку.
Почему КПД помогает, но не отменяет CO₂
Новые угольные блоки планируют строить с использованием сверхкритических параметров пара – при повышенных давлении и температуре. Чем эффективнее турбина превращает тепловую энергию в электричество, тем меньше угля требуется на один киловатт-час. В национальном проекте заявлен прирост коэффициента полезного действия примерно на 5–6 процентных пунктов по сравнению с докритическим режимом. Это именно процентные пункты КПД, а не гарантированное сокращение любого вида выбросов на 5–6%.
Но химия сгорания не меняется. Углерод в топливе соединяется с кислородом и образует CO₂. Электрофильтр отделяет пыль, известняк связывает серу, катализатор обезвреживает оксиды азота – ни один из этих процессов не предназначен для массового удаления углекислого газа. Более высокий КПД уменьшает его количество на единицу произведённой энергии, однако абсолютный объём выбросов зависит также от того, сколько электричества станция выработает за год.
Международное энергетическое агентство оценивает выбросы от всего сжигаемого в мире угля в 2024 году примерно в 15,8 млрд тонн CO₂. При этом, по данным агентства на октябрь 2025 года, действующая мировая мощность улавливания CO₂ на объектах, использующих уголь, составляла около 10 млн тонн в год – порядка 0,06% угольных выбросов. Эти величины относятся к разным показателям – фактическим годовым выбросам и паспортной мощности улавливания – и показывают прежде всего ограниченность масштаба внедрения.
Можно ли собрать углекислый газ и спрятать под землёй
Для CO₂ существует отдельное технологическое направление – улавливание, транспортировка и геологическое хранение, известное как CCS. Газ можно отделить от дымового потока, сжать, отправить по трубопроводу и закачать в подходящие подземные пласты. Закачка требует изучения геологии, контроля герметичности хранилища и долгосрочного мониторинга. Само улавливание также потребляет энергию и увеличивает стоимость работы станции.
Технология уже работает на отдельных промышленных объектах. Международное энергетическое агентство приводит, в частности, американский проект Petra Nova и канадский Boundary Dam. Однако эти примеры пока нельзя воспринимать как стандарт, доступный любой угольной ТЭЦ: оборудование дорогое, захватывает только предусмотренную проектом часть выбросов, а необходимая инфраструктура может находиться далеко от станции.
В национальном проекте Казахстана прямо зафиксировано, что в стране пока нет действующих промышленных проектов CCS, инфраструктуры транспортировки CO₂, подтверждённых площадок геологического хранения и комплексного регулирования ответственности за такое хранение. Поэтому государство предлагает начать с исследований, предпроектных работ и демонстрационных установок. Иными словами, обещать сегодня безуглеродную работу казахстанских угольных станций было бы преждевременно.
Что модернизируют в Казахстане – и что мешает
Новые объекты предусмотрены, в частности, в Экибастузе, Курчатове, Жезказгане, Кокшетау, Семее и Усть-Каменогорске. Среди существующих станций в государственном проекте указаны модернизация седьмого энергоблока Аксуской ГРЭС, новые блоки Экибастузской ГРЭС-2 и расширение энергетических мощностей в Караганде и Усть-Каменогорске. Все эти планы необходимо отделять от фактического ввода оборудования: включение в проект ещё не означает завершённого строительства.
Для старых ТЭЦ главный вопрос – сочетание экологических требований с техническими возможностями. На одной станции достаточно модернизировать пылеулавливание, на другой потребуется почти полностью перестраивать газоходы, устанавливать сероочистку и менять котёл. Казахстанский национальный проект предусматривает индивидуальный подход к существующим установкам; достижение технологических показателей наилучших доступных техник в нём растянуто на период до шестнадцати лет.
Отдельные проектные документы показывают масштаб возможных изменений. В материалах по Карагандинской ТЭЦ-3 для модернизации котлов приводятся целевые концентрации: диоксид серы – снижение с 862 до 190–220 мг/м³, оксиды азота – с 432 до 180–230 мг/м³, пыль – со 135 до 65 мг/м³. Это параметры проектных мероприятий, а не подтверждение того, что все они уже достигнуты в эксплуатации.
Контрастный пример – Алматы, где принято решение переводить ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 с угля на газ. По правительственным расчётам, такая замена должна снизить выбросы загрязняющих веществ соответственно на 93% и 88%. Эти проценты касаются загрязняющих веществ, а не полного углеродного следа: газовая станция также выделяет CO₂. Выбор между модернизацией угля, переходом на газ и новой генерацией зависит от доступности топлива, сетей и тепловой инфраструктуры.
По каким цифрам проверять обещание
В апреле 2026 года Министерство энергетики озвучило ожидаемое снижение выбросов загрязняющих веществ на угольных электростанциях на 34% по итогам национального проекта. Это прогнозируемый эффект программы, а не уже измеренный результат. Для его оценки понадобится единая база сравнения, перечень охваченных станций и прозрачные данные мониторинга.
Самая полезная для жителей информация – не количество закупленных фильтров, а концентрации пыли, SO₂ и NOₓ после очистки, годовая масса выбросов при фактической загрузке блоков и показатели качества воздуха в городе. Для климатической оценки отдельно потребуется учёт тонн CO₂ на мегаватт-час и совокупных годовых выбросов. Смешивать эти цифры в одну «экологичность» означает терять главный смысл модернизации.
Обещанное нацпроектом снижение выбросов загрязняющих веществ на 34% можно будет проверить только после ввода оборудования и публикации сопоставимых данных по станциям. При этом объём CO₂ придётся учитывать отдельно: закупка фильтра, даже самого современного, не заменяет установку улавливания углекислого газа. Именно эти два ряда показателей – загрязнение городского воздуха и парниковые выбросы – позволят судить, насколько «чистой» стала казахстанская угольная энергетика.
