Во многих регионах России, где разрабатываются месторождения полезных ископаемых, есть проблемы с централизованным энергоснабжением. Энергетическая инфраструктура часто отсутствует или находится в плохом состоянии. Там, где генерация на завозном топливе является основным источником электроэнергии, ее стоимость очень высока. Это объясняется необходимостью доставлять топливо (нефтепродукты и уголь) в отдаленные районы, в некоторых случаях — при помощи авиации.

Навстречу солнцу и ветру

С этими проблемами сталкиваются и крупные добывающие компании. Они способны самостоятельно построить для себя генерацию, говорит заместитель генерального директора ООО «Альтрэн», заведующий базовой кафедрой «Технологии ветроэнергетики» Ульяновского государственного технического университета Дмитрий Степанов. Однако сократить затраты на топливо в условиях Крайнего Севера сложно. Выходом может стать частичный переход на альтернативные источники энергии, считает эксперт.


По мнению Дмитрия Степанова, сейчас добывающие предприятия в большей степени используют солнечную генерацию. Это во многом обусловлено простотой расчетов, а также тем, что солнечные станции относительно просты в эксплуатации. С ветроэнергетикой сложнее, поскольку создание ВЭС требует не только более сложных расчетов, но и правильного подбора оборудования, которое способно работать в сложных климатических условиях с минимальными затратами на логистику и монтаж. Есть сложности и с проведением сервисных работ.

Гибридный вариант

Однако полный переход на использование возобновляемых источников энергии обойдется предприятию слишком дорого. Поэтому многие компании применяют гибридные решения, дополняя СЭС или ВЭС дизельной электростанцией. Много таких проектов сейчас реализуется в Якутии, на Камчатке, в Магадане, Забайкалье, в Хабаровском крае и на Чукотке.

Ассоциация «НП Совет рынка» считает автоматизированные гибридные энергокомплексы (АГЭК) наиболее подходящим для электроснабжения изолированных территорий технологическим решением, поскольку они совмещают преимущества традиционной генерации и объектов ВИЭ, позволяющих экономить на дорогостоящем дизельном топливе. В некоторых случаях в составе АГЭК возможно также применение систем накопления электрической энергии.

Павел Сарафанников: «СПГ намного эффективнее дизельного топлива, которое используется в Арктике»

Небольшие автономные комплексы, в которых ветровые и солнечные источники энергии объединены с дизель-генератором, использует на своих объектах дочерняя компания «Роснефти» ООО «РН Пурнефтегаз» в Ямало-Ненецком автономном округе. Общая мощность такого комплекса составляет 40 кВт, из этого 16 кВт обеспечивают ВИЭ (два ветрогенератора по 3 кВт и блок солнечных панелей мощностью 10 кВт).

Дочернее предприятие компании «Газпром нефть» ООО «Газпромнефть-Ямал» установило комбинированную ветро-солнечную электростанцию «Юрта» на Новопортовском месторождении (Ямал). Она обеспечивает электроэнергией первый блок системы управления, который отвечает за работу напорного трубопровода, соединяющего центральный пункт сбора нефти с приемо-сдаточным пунктом промысла. Станция включает аккумуляторные батареи, что позволяет сохранять электроснабжение в периоды падения выработки, например при штиле. Эксперты отмечают, что подобный вариант станции, когда ВИЭ используются в комплексе с накопителями энергии, наиболее эффективен.

Еще одна ДК «Газпром нефти», «Газпром добыча Ямбург», создала систему постоянного контроля параметров добычи газа, энергоснабжение которой обеспечивают солнечные панели, ветрогенераторы и термоэлектрогенераторы. Последние производят электричество за счет разницы температур между добываемым газом и окружающей средой. Она применяется на месторождениях компании, расположенных на Крайнем Севере.

Компания «Полиметалл», ведущий производитель золота и серебра в России, у которой есть активы в том числе на территории Красноярского и Хабаровского краев, активно внедряет ВЭС и СЭС разной мощности на своих производственных объектах. Так, на месторождении Светлое в Охотском районе Хабаровского края установлена СЭС мощностью 1 МВт.

Для энергоснабжения рудников золотодобывающей компании Highland Gold, расположенных вдали от развитой инфраструктурной сети, используются дизель-генераторные установки. Они позволяют обеспечить электричеством и тепловой энергией промышленные объекты и места проживания персонала.

По словам главного энергетика Highland Gold Дмитрия Полуяна, для наибольшей эффективности утилизируется тепло системы охлаждения двигателей внутреннего сгорания и отходящих газов. «Например, в зимний период наш рудник «Аметистовое» на Камчатке ежечасно потребляет около 8 МВт электрической и 4,5 Гкал тепловой энергии. Эту тепловую энергию мы получаем через утилизацию тепла от дизель-генераторных установок. Последнее позволяет поднять КПД электростанции и коэффициент полезного использования топлива с 35% до 50% и в результате экономить значительные средства на поставку топлива», — отмечает он.

При выборе оборудования каждое предприятие требует индивидуальных решений. Нужно основываться на факторах, сложившихся в конкретном месте в конкретный момент времени, отмечает Дмитрий Полуян.

«На действующем объекте мы анализируем возможности унификации используемого и нового оборудования, а также уровень постпродажного сервиса. Если речь идет о гринфилд-проекте, то в первую очередь делаем выбор исходя из высокой надежности оборудования, ведь ограничение энергоснабжения может привести к значительным потерям в производстве готового продукта. Среди других критериев — эффективность, стоимость жизненного цикла оборудования, унификация и взаимозаменяемость компонентной базы в рамках компании, ремонтопригодность, доступность и стоимость сервиса, в том числе запчастей», — рассказывает он.

Эксперты сходятся во мнениях о том, что на сегодняшний день рынок решений в области автономных источников энергии, в том числе гибридных, достаточно развит. Однако наиболее распространенными объектами автономной генерации для предприятий, удаленных от энергосетей, остаются дизельные электростанции, считает Ирина Иванова. Единичная мощность ДЭС для таких производственных объектов составляет десятки МВт, но эксплуатирующие их организации сталкиваются с такими проблемами, как сложная логистика и сезонность поставок топлива, а также плохая транспортная инфраструктура, что обуславливает высокую себестоимость электроэнергии. «Исключения составляют нефте- и газодобывающие компании, которые используют на электростанциях в качестве топлива природный или попутный нефтяной газ», — отметила она.

Законодательная основа

В настоящее время участие добывающих компаний в развитии ВИЭ в основном ограничивается оптимизацией их собственного энергопотребления. Генерация электроэнергии на базе ВИЭ могла бы стать отдельным направлением их деятельности, но регуляторная база для этого пока еще не сформирована. Пока создана только базовая законодательная основа для развития рынка, по мнению экспертов.

В начале 2019 года Правительство РФ приняло Постановление от 30.01.2019 № 64, согласно которому генерирующие объекты и энергоснабжающие организации имеют право в течение пяти лет сохранять тариф на электроэнергию, если это обеспечит экономию на топливе, в том числе за счет перехода на гибридную генерацию с применением ВИЭ.

В 2019 году Правительство РФ утвердило План мероприятий по модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации на изолированных и труднодоступных территориях. В ходе его реализации проводится конкурсный отбор проектов по модернизации объектов генерации в удаленных регионах, в том числе с использованием ВИЭ. Победитель получает право заключить долгосрочный договор с фиксированной ценой на поставку электроэнергии.

У владельцев генерации и потенциальных инвесторов также есть возможность воспользоваться механизмами, установленными законодательством в области энергосбережения и энергоэффективности. Так, Федеральный закон от 23.11.2009 № 261 позволяет модернизировать неэффективный объект генерации при помощи механизма энергосервисных контрактов.

Энергосервисная компания устанавливает автономные гибридные установки или внедряет технологию, позволяющую оптимизировать расход топлива на производство электроэнергии на объектах заказчика. Достигнутая экономия позволяет высвободить средства, часть которых идет энергосервисной компании, часть — самому заказчику. Срок окупаемости подобных проектов составляет от 8 до 15 лет.

Эксперты отмечают, что энергосервисные контракты — на сегодняшний день единственная возможность для муниципальных компаний или ДЗО «Россетей» и «Русгидро» приобрести современное дорогостоящее оборудование для ВИЭ, период окупаемости которого составляет 6–8 лет. Эти предприятия в основном обеспечивают энергоснабжение в удаленных регионах за счет дизельных электростанций, которые тоже нуждаются в модернизации. По данным Ассоциации «НП Совет рынка», «Русгидро» активно использует механизм энергосервисных договоров для модернизации ДЭС на изолированных территориях Республики Саха (Якутия) и Камчатского края.

Однако в целом назвать механизм энергосервисных контрактов мерой поддержки достаточно сложно. Сделать этот сегмент рынка более привлекательным для инвесторов можно при помощи более широкого пакета мер поддержки, среди которых — дешевые кредиты, частичное субсидирование капитальных затрат на строительство, а также упрощение процедуры выделения земельных участков. При нынешних условиях только в 20–25% населенных пунктов в стране целесообразно строить автономные гибридные системы на базе ВИЭ, отмечает Дмитрий Степанов.

Таким образом, если государство решит поддержать эту сферу при помощи дополнительных мер, это положительно скажется на ее развитии. Пока, к сожалению, проекты внедрения автономной генерации с использованием ВИЭ идут не так быстро, как хотелось бы.