Генеральный директор Филиала Системного оператора Единой энергетической системы ОДУ Востока подводит итоги уходящего года и рассказывает порталу EastRussia.ru о ключевых, уже произошедших или планируемых, событиях в электроэнергетике Дальнего Востока: масштабных переменах для технологически изолированных энергосистем, шагах на пути к запуску конкурентного рынка во второй неценовой зоне, а также о перспективах объединения энергосистем Востока и Сибири.

«Главная задача – обеспечение устойчивой работы энергосистемы» 29.10.2020 10:20

Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») – специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России. Специалисты компании решают множество сложных и ответственных задач: прогнозирование потребления электроэнергии и мощности, планирование электроэнергетического режима, круглосуточное управление энергообъектами, участие в перспективном развитии энергосистемы. Об обеспечении устойчивого функционирования энергосистемы в любых условиях EastRussia рассказал генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров.

- Виталий Леонидович, в прошлом году вы уже рассказывали об исторических событиях в Якутии – присоединении большей части энергосистемы региона к Объединенной энергосистеме Востока. В этом году Республика Саха вновь звучала в новостных лентах. Расскажите, пожалуйста, с чем это связано теперь?

- Новости 2020 года прямо проистекают из прошлогодних событий, когда к Единой энергосистеме страны были подключены Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха. В состав Якутской энергосистемы входят Западный, Центральный, и Южно-Якутский энергорайоны, а также зона децентрализованного энергоснабжения. Западный и Центральный энергорайоны, охватывающие территорию 19 улусов, районов и муниципальных округов Якутии с административным центром республики городом Якутском, вошли в состав ЕЭС России с включением на параллельную работу с ОЭС Востока в январе 2019 года. Управление электроэнергетическим режимом энергорайонов принял созданный с этой целью Филиал АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ. Ранее энергорайоны работали изолированно друг от друга и от ОЭС Востока, а функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на их территории выполняло ПАО «Якутскэнерго».

При этом Южно-Якутский энергорайон, расположенный на территории Нерюнгринского и Алданского районов Якутии – единственный из якутских энергорайонов, находившийся в составе ОЭС Востока еще с 1980 года, с 2007 года управлялся Филиалом Системного оператора Амурское РДУ.

Таким образом, в 2019 году два из трех работающих параллельно энергорайонов Республики Саха управлялись из диспетчерского центра Системного оператора в Якутске, а один – из Благовещенска. Ничего критичного для надежной работы ОЭС Востока в этом положении дел не было, однако перевод всех энергорайонов Якутии «под крыло» одного РДУ – Якутского – стало логичным шагом к оптимизации структуры оперативно-диспетчерского управления в регионе. 1 сентября 2020 года мы это осуществили: Якутское РДУ приняло от Амурского РДУ функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом Южно-Якутского энергорайона Якутской энергосистемы. С этого момента управление режимом работы всей энергосистемы Республики Саха стало осуществляться из диспетчерского центра Системного оператора в городе Якутске.

- Как долго велась подготовка к этому событию?

- Можно сказать, что подготовка к расширению операционной зоны Якутского РДУ началась практически сразу после приема им функций управления Центральным и Западным энергорайонами. Подготовка выполнялась с поэтапным принятием функций информационного ведения, диспетчерского ведения и, на завершающей стадии, – функций оперативно-диспетчерского управления на территории Южно-Якутского энергорайона в полном объеме. Системным оператором выполнен комплекс организационно-технических мероприятий, предусматривающий подготовку инфраструктуры диспетчерского центра к расширению операционной зоны, актуализацию инструктивной и технологической документации, дополнительную подготовку и государственную аттестацию персонала. Было налажено тесное взаимодействие персонала Якутского РДУ с субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии на принимаемой территории, а также обеспечен перевод диспетчерских каналов связи и каналов телеметрической информации напрямую с объектов в диспетчерский центр. Готовность Якутского РДУ к приему функций управления электроэнергетическим режимом всей энергосистемой Республики Саха была проверена и подтверждена в августе этого года специально созданной комиссией Системного оператора.

- Что это дает потребителю электрической энергии?

- На первый взгляд, произошедшее событие относится к «внутренней кухне» компании. Но это только на первый, так как в энергетике, как в едином организме, все взаимосвязано. Управление электроэнергетическим режимом региональной энергосистемы из одного диспетчерского центра позволяет оптимизировать все основные деловые процессы Системного оператора по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы. В первую очередь, это процессы, связанные с формированием фактических и прогнозных балансов электроэнергии и мощности и формированием заданий по настройке противоаварийной автоматики, планированием ремонтной кампании субъектов электроэнергетики, предотвращением и ликвидацией аварий в энергосистеме – все это имеет самое прямое отношение к стабильному функционированию как энергосистемы в целом, так и отдельных субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии.

Также АО «СО ЕЭС» взаимодействует с региональными органами исполнительной власти, в том числе по вопросам обеспечения перспективного развития электроэнергетики региона, с региональным штабом по обеспечению безопасности электроснабжения, с МЧС России и Ростехнадзором. Приведение операционной зоны Якутского РДУ к границам территории Республики Саха сразу повышает эффективность взаимодействия, так как логика организации оперативно-диспетчерского управления энергосистемой теперь соответствует логике организации государственного и муниципального управления и обеспечения безопасности региона.

- С марта темой номер один для СМИ остается пандемия COVID-19. Как она отразилась на работе ОДУ Востока?

- Системный оператор – федеральная компания, поэтому особой разницы в мерах, принятых на Дальнем Востоке или, к примеру, на Урале или на северо-западе страны, не было. Сразу после объявления пандемии и первых шагов российских властей по предотвращению распространения коронавируса Системный оператор перевел подавляющее большинство своих работников на удаленный режим, полностью сохранив все деловые процессы, а значит и уровень управляемости и надежности функционирования Единой энергетической системы.

В нашей компании невозможно перевести на удаленный режим абсолютно всех сотрудников. На рабочих местах остались те, чье непосредственное присутствие в диспетчерских центрах является важным условием непрерывности процесса управления энергосистемой. Это, в первую очередь, посменно работающие диспетчеры и оперативные специалисты по обслуживанию IT- и инженерной инфраструктуры, ряд других категорий сотрудников, которые не могут выполнять свои обязанности в дистанционном формате. Количество персонала в диспетчерском центре ОДУ Востока и региональных диспетчерских управлениях было доведено до минимально допустимого для обеспечения устойчивого функционирования ОЭС Востока.

В самих же диспетчерских центрах был введен комплекс противоэпидемических мероприятий: термометрия, масочный режим, обеззараживание воздуха и контактных поверхностей, санитайзеры, рассадка персонала по отдельным кабинетам, разделенный по времени прием пищи в обеденный перерыв, обеспечение транспортных условий, чтобы сменный персонал не пользовался общественным транспортом. Доступ посетителей, и в обычных условиях ограниченный из-за режимного статуса наших объектов, стал еще строже, но теперь уже по противоэпидемическим соображениям.

В июле-августе, когда эпидемия пошла на спад, мы начали очень постепенно и с сохранением мер предосторожности возвращать людей в офисы, однако с приходом так называемой второй волны вновь вернули большую часть персонала на удаленную работу.

- Сказались ли как-нибудь введенные меры на управлении режимами энергосистемы?

- Оперативно-диспетчерское управление электрическими режимами ОЭС Востока, функции планирования, реализации диспетчерских заявок, планирования ремонтов осуществлялись нашими филиалами в полной мере и в штатном режиме. Никаких сбоев в управлении энергосистемой не было допущено.

- Как же вообще удалось в короткие сроки перевести организацию с таким сложным функционалом на «удаленку»?

- Нам помогло то, что Системный оператор относится к числу наиболее высокотехнологичных компаний российского ТЭК. У нас имелись необходимые IT-ресурсы, заранее отработанные технологии, масштабируемые решения по организации дистанционной работы, и, конечно, высококвалифицированные специалисты. Все это позволило в сжатые сроки обеспечить массовый переход на «удаленку» при сохранении работоспособности всех подразделений и с соблюдением требований информационной безопасности.

На наш взгляд, пандемия наглядно продемонстрировала безальтернативность ускоренной цифровой трансформации. Да, совершенствование инструментов управления, развитие IT-инфраструктуры, внедрение цифровых технологий и современного оборудования требуют значительных усилий, но только они позволяют обеспечить высокий технический уровень готовности к устойчивой работе практически при самом неблагоприятном сценарии.

- Отразилась ли пандемия на энергопотреблении?

- В целом по стране реакция со стороны потребителей оказалась ожидаемой – Системный оператор зафиксировал существенное снижение потребления электроэнергии на фоне ограничительных мер, напрямую затронувших экономику. Однако конкретные цифры по регионам были разными. Сильнее всего – до 10% – потребление упало в Объединенной энергосистеме Средней Волги и энергосистеме Московского региона. А наименьшее влияние пандемия оказала здесь, на Дальнем Востоке. Можно сказать, что в ОЭС Востока снизились лишь темпы роста потребления, а само потребление по-прежнему росло. Например, крупнейшие промышленные потребители региона – предприятия «Транснефти» и РЖД – во втором квартале, когда действовали наиболее жесткие ограничительные меры, по оперативным данным увеличили потребление электроэнергии на 32,6% и 5,4% соответственно. А 17 и 30 июля даже были установлены новые летние исторические максимумы потребления мощности в энергосистемах Амурской области и Хабаровского края и ЕАО.

Вместе с тем в августе впервые за долгое время в ОЭС Востока было отмечено снижение потребления электрической энергии – на 1,5% по сравнению с аналогичным периодом 2019 года. Однако уже в сентябре потребление на 0,5% превысило показатель сентября прошлого года. В целом же по итогам трех кварталов 2020 года потребление электрической энергии в ОЭС Востока выросло на 2,3%, причем рост отмечается во всех региональных энергосистемах, и важную роль тут сыграли предприятия промышленности и транспорта.

Вместе с тем стоит сказать, что с начала октября стали заметны тенденции на дальнейшее сокращение прироста потребления электрической энергии.

- Как идет в этом сложном году развитие ОЭС Востока?

- Совсем недавно состоялось долгожданное для Хабаровского края событие – ПАО «РусГидро» ввело в промышленную эксплуатацию новую ТЭЦ в городе Советская Гавань. Эта станция заменит выбывающие мощности устаревшей, изношенной и неэкономичной Майской ГРЭС, обеспечив условия для дальнейшего развития Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.

В эту большую работу внесли свой вклад ОДУ Востока и Хабаровское РДУ. Специалисты этих филиалов участвовали в подготовке и согласовании технического задания на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, согласовании технических условий на технологическое присоединение энергообъектов к электрическим сетям и проверке их выполнения, в разработке комплексных программ опробования напряжением и ввода оборудования в работу.

И это не формальные согласования, а тщательная проверка соответствия нового оборудования технологическим требованиям для его надежной работы в составе энергосистемы. Такое согласование гарантирует, что вводимый энергообъект и его отдельные компоненты не нарушат надежность и эффективность работы ОЭС Востока. Кроме этого специалисты филиалов Системного оператора выполнили расчеты электроэнергетических режимов в энергосистеме и токов короткого замыкания в сети, определили новые параметры настройки устройств релейной защиты и автоматики, установленных на энергообъектах, протестировали телеметрические системы сбора и передачи информации в диспетчерские центры. Это уже работа по «подстройке» энергосистемы к новым условиям – к тому, что в ней появится новый крупный источник генерации.

После ввода в этом году Совгаванской ТЭЦ и в прошлом году второй очереди ЛЭП 220 кВ Комсомольская – Селехино – Ванино, теперь можно констатировать, что существовавшие много лет серьезные риски нарушения электроснабжения потребителей Советско-Гаванского узла свелись практически к нулю.

Необходимо отметить и продолжающуюся цифровизацию дальневосточной энергетики. Системный оператор уже несколько лет поэтапно внедряет автоматизированную систему производства переключений во всех своих филиалах, что позволяет организовывать автоматизированное дистанционное управление оборудованием объектов электроэнергетики. Совместно с компанией «Россети ФСК ЕЭС» успешно реализуются все новые проекты автоматизированного дистанционного управления электросетевыми объектами.

- О каких объектах идет речь?

- Один из недавних примеров – подстанция 220 кВ «Аэропорт» в Приморском крае. Это – основной центр питания аэрохаба Владивостока. Диспетчеры Приморского РДУ получили возможность автоматизированного дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ подстанции, что позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Приморского края за счет сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети. Подобных объектов в ОЭС Востока уже более десяти, а в перспективе – гораздо больше.

- Иными словами, пандемия не стала препятствием развитию?

- Какие-то процессы она, конечно, тормозит. Однако в целом намеченные энергокомпаниями планы реализуются; строятся и вводятся новые объекты: электрические станции, подстанции, линии, совершенствуются автоматика и связь. Специфика энергетики состоит в том, что без нее невозможны ни функционирование экономики, ни тем более развитие. А это означает, что работы нам предстоит много. И мы будем ее выполнять в любых условиях, ведь главная задача Системного оператора – обеспечение устойчивого функционирования энергосистемы.

Справка:

Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» управляет режимами четырех энергосистем ОЭС Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Операционная зона ОДУ Востока охватывает субъекты федерации с площадью 4457,4 тыс. кв. км, в городах и населенных пунктах, расположенных на этой территории, проживают 5,164 млн человек. Объединенную энергосистему Востока образуют 27 электростанций, электрические подстанции класса напряжения 110-500 кВ общей мощностью 38,8 тыс. МВА и линии электропередачи 110-500 кВ общей протяженностью 33 081 км. Суммарная установленная мощность электростанций ОЭС Востока, по данным на 1 октября 2020 года, составляет 11 114 МВт.

Читать полностью

100 лет оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике России 29.12.2021 03:44

Генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров рассказал EastRussia каким был путь оперативно-диспетчерского управления и что ждет его в будущем.

– Виталий Леонидович, какие события были взяты за точку отсчета, какой момент считается рождением оперативно-диспетчерского управления?

– К 1920-м годам в западной части страны начался процесс объединения электрических станций друг с другом, поскольку это давало более стабильное электроснабжение, возможность взаимного резервирования станций, позволяло экономить топливо. По сравнению с нынешними масштабами каждая такая энергосистема уместилась бы в самый маленький из современных энергорайонов, но существовать без диспетчеризации она уже не могла. Так в электроэнергетике появилось диспетчерское управление как отдельная технологическая функция. Управление объединенных государственных электростанций Московского района Главэлектро ВСНХ 17 декабря 1921 года утвердило «Положение о мерах для координирования параллельной работы электрических станций, входящих в состав Московского районного объединения» и «Календарь распределения нагрузки электростанций». Эти документы и стали отправной точкой создания отечественной системы оперативно-диспетчерского управления в российской электроэнергетике.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Впереди лежал долгий путь становления?

– Почти такой же, как и у российской энергетики в целом. Оперативно-диспетчерское управление – такая же часть отрасли, как генерация или сети. Это своего рода центральная нервная система электроэнергетического комплекса страны, и без нее было бы просто невозможно функционирование все увеличивающегося числа энергообъектов как единого механизма.

Вновь обратимся к истории. К середине 1930-х началось объединение друг с другом уже не отдельных станций, а энергосистем. Их в стране насчитывалось уже 18. Первыми в октябре 1937 года объединились Ивановская и Горьковская энергосистемы. В суровом военном 1942 году было образовано первое в Российской Федерации объединенное диспетчерское управление – ОДУ Урала.

Работы по восстановлению разрушенного энергетического хозяйства расширялись по мере освобождения оккупированных территорий. Постановлением ГКО № 9795 от 5 августа 1945 года принимается решение об организации Объединенного диспетчерского управления энергосистем Центра. К 1946 году в стране действовали уже три диспетчерских центра объединенных энергосистем – Центра, Урала и Юга. Однако все ОЭС работали изолированно друг от друга. На повестке дня стояла задача их объединения.

– Решение этой задачи и позволило в итоге создать Единую энергосистему?

– Создание Единой энергетической системы страны началось в 1956 году с ввода в эксплуатацию воздушной линии 400 кВ Куйбышев – Москва, соединившей ОЭС Средней Волги и Центра. Уже через год Объединенное диспетчерское управление Главцентрэнерго – ОДУ Центра было преобразовано в ОДУ ЕЭС Европейской части СССР. Операционная зона его была расширена до всей европейской части страны. К существовавшей структуре «ОДУ – диспетчер энергосистем – оперативный персонал энергообъектов», добавился орган вышестоящего уровня диспетчерского управления – ОДУ ЕЭС, из которого впоследствии выросло Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР. Ныне это Исполнительный аппарат АО «СО ЕЭС», в составе которого работает Главный диспетчерский центр ЕЭС России.

В 1959 году было основано ОДУ Сибири, в 1960 – ОДУ Средней Волги. В 1961 году появилось ОДУ Северо-Запада, сначала с центром в Риге, а с 1992 года – в Санкт-Петербурге.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Когда централизация электроэнергетики пришла на Восток?

– В 1968 было создано наше ОДУ Востока. Как видно, оно практически вдвое моложе системы оперативно-диспетчерского управления. До этого времени в Забайкалье и на Дальнем Востоке, которые вошли в операционную зону ОДУ Востока, шло развитие энергетических и промышленных центров, но расстояния между ними и природные условия такие, что предпосылки для создания объединенной энергосистемы появились только к самому концу 1960-х. Первая межсистемная связь заработала в 1970 году между энергосистемами Хабаровского края и Амурской области.

В 1969 году началось создание Центрального диспетчерского управления Единой энергетической системы Советского Союза – ЦДУ ЕЭС СССР. Впервые в мире было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление: ЦДУ ЕЭС – ОДУ ОЭС – диспетчерские центры региональных энергосистем. Такая вертикаль позволяла обеспечить надежное управление электроэнергетическими режимами Единой энергосистемы.

Формирование Единой энергосистемы Советского Союза путем присоединения объединенных энергосистем в основном завершилось к 1978 году, когда в состав ЕЭС вошла ОЭС Сибири. Создание Единой энергосистемы позволило более рационально использовать генерирующие мощности страны и эффективно управлять энергетическими потоками.

ОЭС Востока хотя и имеет электрические связи с ЕЭС России еще с конца 1970-х и считается ее частью – второй синхронной зоной, но и в наши дни по технологическим причинам функционирует изолированно, впрочем, ее синхронная работа со всей Единой энергосистемой – вопрос уже недалекой перспективы.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Как при этом менялась техническая база диспетчерских центров?

– Надо представлять, что изначально количество объектов диспетчеризации и перетоки электроэнергии и мощности были в десятки раз меньше, чем сейчас. К примеру, в крупнейшей в 1942 году Объединенной энергосистеме Урала в 1942 году установленная мощность электростанций составляла 1300 МВт – это в 8,5 раз меньше, чем сейчас в ОЭС Востока – наименее мощной из всех семи нынешних объединенных энергосистем в составе ЕЭС России. Совокупная длина высоковольтных линий электропередачи составляла 2354 км – в 14 раз меньше сегодняшней общей длины линий 110–500 кВ на Востоке.

Диспетчерские пункты того времени были оборудованы только приборами контроля перетоков активной мощности и уровней напряжения, контроля частоты электрического тока и коммутаторами телефонной связи. Все расчеты выполнялись вручную, для расчета электрических режимов применялась модель сетей переменного тока, стол постоянного тока и логарифмическая линейка. Строго говоря, практически так же было оснащено и рабочее место диспетчера ОДУ Востока даже в 1970 году. Но долго такое положение сохраняться не могло.

Все возрастающая сложность эксплуатации энергетического объединения требовала более современных мощных вычислительных средств. С 1960-х годов началось оснащение сначала ОДУ ЕЭС, а потом и остальных диспетчерских центров цифровой вычислительной техникой: оперативно-диспетчерское управление одним из первых в стране стало использовать в своей работе электронно-вычислительные машины. Велись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС на базе современных систем сбора, обработки и отображения информации, получила развитие система единой сети связи, телемеханики и передачи данных, совершенствовалась система противоаварийного управления на базе ЭВМ и микропроцессорных средств сбора информации.

1970-е годы ознаменовались реформированием системы оперативно-диспетчерского управления. Все Объединенные диспетчерские управления были переданы в подчинение новой структуре – ЦДУ ЕЭС СССР. Тогда же начал формироваться оперативно-информационный комплекс, остающийся по сей день основным вычислительным комплексом оперативно-диспетчерского управления. Конечно, за это время он пережил несколько модификаций и модернизаций.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Что стало со сложившейся системой оперативно-диспетчерского управления с распадом СССР?

– В 1990-х система оперативно-диспетчерского управления в своих принципах и основах осталась неизменной, но претерпела большие организационные преобразования вслед за всей электроэнергетикой. Было учреждено РАО «ЕЭС России». ЦДУ ЕЭС преобразовано в дочернюю компанию РАО, ОДУ – в его филиалы, диспетчерские службы региональных энергосистем стали частью АО-энерго. Иерархия ЦДУ—ОДУ—региональные диспетчерские службы не распалась, но каждый из ее уровней оказался в разном административном подчинении. Принцип технологического единоначалия в оперативном управлении сохранился, но организационная основа единой трехуровневой системы фактически была разрушена со всеми вытекающими последствиями: отсутствием единой технологической политики, унифицированных деловых процессов, системы подготовки персонала.

Новая реформа энергетики пришлась уже на 2000-е годы, и тогда все это было восстановлено на новом уровне развития – в составе государственной компании Системный оператор Единой энергетической системы, с который вошли все три уровня диспетчеризации.

Системный оператор создан 17 июня 2002 года – самым первым из компаний, появившихся в ходе реформы. Это было необходимо сделать, так как реформирование отрасли с разделением на генерирующие объекты и сети было невозможно без единой, монолитной и стабильно работающей системы технологического управления. Электроэнергетика – это процессы непрерывного цикла, и допустить, чтобы на них хоть как-то повлияли административные решения, было немыслимо.

Нижний уровень структуры оперативно-диспетчерского управления – региональные диспетчерские управления – во многих операционных зонах были созданы заново. У нас на Дальнем Востоке ими стали Амурское, Приморское и Хабаровское РДУ. К 2008 году организация сети филиалов Системного оператора была в целом завершена.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

Появление Системного оператора привело к коренной модернизации технологической и ИТ-инфраструктуры оперативно-диспетчерского управления. Сейчас все технологические процессы по управлению режимом работы энергосистем осуществляются по единым стандартам, на унифицированном программном обеспечении, чего ранее никогда не было. Это позволяет достичь высокой эффективности и надежности управления энергосистемой. И действительно, время работы ЕЭС России с отклонением от нормальной частоты 50 Герц за весь почти 20-летний период существования Системного оператора стремится к нулю. Мнемонические мозаичные диспетчерские щиты уступили место «видеостенам» – видеопроекционным щитам, обеспечивающим больший объем, точность и оперативность информации о состоянии объектов электроэнергетики. К слову, сейчас щиты уже выполнены на ЖК-панелях. Диспетчерская связь была организована на основе волоконно-оптических линий, обеспечивающих более высокую скорость и надежность передачи данных. Диспетчерские центры стали размещаться в отдельных зданиях, оборудованных по высоким стандартам, с системами гарантированного электроснабжения, физической безопасности и другими средствами – на случай чрезвычайных ситуаций.

– В следующем году Системному оператору исполнится уже 20 лет. Что можно отметить из наиболее значимого для оперативно-диспетчерского управления за последнее десятилетие?

– 2010-е годы ознаменовалось интеграцией в ЕЭС России энергосистем Республики Крым и двух энергорайонов Республики Саха (Якутия), вошедших в состав ОЭС Востока. В частности, благодаря этому у нас на Дальнем Востоке появилось четвертое РДУ – Якутское.

Была проделана большая работа по обновлению нормативной базы отрасли, включающая в себя разработку и принятие «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем». Системный оператор в тесном сотрудничестве с крупнейшими участниками отрасли реализовал целый ряд проектов сфере цифровизации – дистанционное управление оборудованием энергообъектов, внедрение мониторинга запасов устойчивости энергосистем, развитие центральных систем противоаварийной автоматики третьего поколения и многих других.

Ко второму десятилетию XXI века оперативно-диспетчерское управление подошло с накопленным за столетие уникальным опытом решения ключевых общеотраслевых задач, а Системный оператор стал системообразующей компанией отрасли и двигателем происходящих в российской энергетике масштабных изменений.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Каким был для ОДУ Востока уходящий 2021-й год, каким видится следующий?

– Можно сказать, что 2021 года прошел для ОДУ Востока под флагом дальнейшего последовательного совершенствования системы оперативно-диспетчерского управления и повышения эффективности управления электрическими режимами ОЭС Востока. Эпохальных громких событий, подобных присоединению Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Якутии, не было. Но вместе с тем непрерывно велась и продолжается работа, на первый взгляд малозаметная внешне.

Совершенствуются технологии выбора состава включенного генерирующего оборудования для повышения экономичности генерации и система мониторинга запасов устойчивости для максимального использования пропускной способности существующей электрической сети без снижения требуемых параметров надежности энергосистемы. Выполнена большая научно-исследовательская работа по экспериментальному определению фактических статических характеристик нагрузки по напряжению для потребителей Южно-Якутского района электроэнергетической системы Республики Саха, и полученные данные уже учтены в расчетных моделях ОЭС Востока. Увеличено число контролируемых сечений – так на нашем «диспетчерском языке» принято называть совокупность линий электропередачи и других элементов сети, перетоки активной мощности по которым контролируются и регулируются для обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования. Были проведены расчеты и определены режимные условия для ввода в работу новых генерирующих и электросетевых объектов, в частности, Свободненской ТЭС, новых линий электропередачи 220 кВ, подстанций 220 кВ Налдинская, Строительная и других.

Совместно с «Россетями» продолжается реализация проектов дистанционного управления. Благодаря этому персонал диспетчерских центров имеет возможность управления оборудованием объектов электроэнергетики с использованием автоматизированной системы производства переключений, что позволяет 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Это значит, что аварии могут ликвидироваться быстрее, меньше времени тратится на вывод и ввод в работу оборудования, отчего режимы работы энергосистемы становятся более оптимальными и экономичными. Например, в 2021 году первые управляемые дистанционно подстанции появились в Амурской области и Якутии, также новые проекты были реализованы в Хабаровском и Приморском краях. В настоящее время завершается работа по переводу на дистанционное управление первого на Дальнем Востоке объекта класса напряжения 500 кВ – подстанции Лозовая в Приморье.

И уже сейчас понятно, что в следующем году нам тоже скучать не придется – энергетика Дальнего Востока стремительно развивается, продолжается реализация крупных проектов, связанных с освоением месторождений и развитием транспортной магистральной инфраструктуры. Буквально в декабре пришли новости о том, что Президент России поручил правительству утвердить планы по строительству электросетей для объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири к июлю следующего года. Новая страница оперативно-диспетчерского управления пишется у нас на глазах.

СПРАВКА

Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока управляет режимами четырех энергосистем Объединенной энергосистемы Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: электроэнергетика Дальнего Востока 26.08.2022 05:00

Реализация крупных проектов в сфере энергетики связана с масштабными промышленными объектами, в том числе в горнодобывающей отрасли. При этом в «Росатоме» выступают за более широкое использование атомной энергетики, в первую очередь в Арктической зоне, что тем не менее вызывает разногласия. Список подлежащих модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке может быть расширен, но сроки проведения работ увеличиваются.

Дочерняя компания госкорпорации «Росатом» - АО «Чукотатомэнерго» (резидент Арктической зоны РФ) рассчитывает в течение десяти лет инвестировать более 150 млрд рублей в строительство модернизированных плавучих энергоблоков для Баимского горно-обогатительного комбината в Чукотском АО. Минвостокразвития оценивает потребность предприятия в четыре таких блока. Запуск первых двух планируется в первом квартале 2027 г., запуск третьего блока – в первом квартале 2028 г., четвертого блока – в середине 2031 г.

Кроме того, в июне Минвостокразвития и «Росатом» подписали соглашение о сотрудничестве и договорились об условиях концессионного соглашения для создания атомной станции малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200Н в Якутии, в поселке Усть-Куйга (Усть-Янский район). Станция будет снабжать электроэнергией месторождение золота Кючус ПАО «Селигдар». Строительство будет осуществляться в рамках программы «Дальневосточная концессия». По проекту было получено положительное заключение государственной экологической экспертизы, и завершились инженерные изыскания, ведется работа по оформлению земельных участков. Ввести станцию в промышленную эксплуатацию предполагается в 2028 г.

Сборка Ритм-200
^{фото: Алексей Башкиров, «Страна Росатом»}

В целом «Росатом» предлагает расширить использование АСММ, создав в Арктической зоне РФ (на Дальнем Востоке - в Якутии и Чукотском АО) девять кластеров по добыче золота, серебра, меди, свинца и цинка. В регионах предлагается проводить геологоразведочные работы за счет средств федерального бюджета (на сумму 40 млрд рублей), а использование АСММ или плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС) сделать условием. Тем не менее экологи обеспокоены тем, что на АСММ будет установлен новый тип реактора РИТМ-200Н (изначально реакторы РИТМ-200 являются ледокольными), что делает станции экспериментальным проектом и повышает риски.

По-прежнему не определен полностью проект покрытия энергодефицита в Иркутской области. В июле правительственная комиссия по энергетике рекомендовала назначить «Интер РАО» единственным строителем новой ТЭС на севере региона, в том числе для энергоснабжения расширенных участков БАМа и Транссиба. Изначально проект строительства станции планировалось выбрать на открытом конкурсе по наименьшей цене, но в Минэнерго рекомендовали отказаться от проведения конкурса, определив в качестве исполнителя «Интер РАО».

Проект «Интер РАО» предполагает строительство двух энергоблоков на газовых турбинах. Проектом предусмотрены три варианта – создание станции мощностью 480 МВт на турбинах модели 6F.03 (производство ООО «Русские газовые турбины»^{^[1]} - СП «Интер РАО» и General Electric), станции мощностью 460 МВт на турбинах ГТЭ-170 (производства АО «Силовые машины») и станции на 460 МВт на турбинах MGT-70 (производство иранской компании Mapna). Запуск намечен на июль 2028 г. Вложения в строительство планируется окупить с помощью обязательных платежей потребителей в стране.

Ротор газовой турбины 6F.03
^{фото: «Русские газовые турбины»}

Пока не определено точное местоположение будущей станции. Рассматриваются Бодайбинский или Мамско-Чуйский районы Иркутской области, Мирнинский район Якутии или Муйский район Бурятии. Проектом предусмотрены также строительство резервного топливного хозяйства и двух магистральных газопроводов.

Напомним, что на строительство новой генерации в Иркутской области прежде претендовали En+ с проектом Тельмамской ГЭС, «Росатом» с проектом малой АЭС на девяти установках РИТМ-200Н (общей мощностью 495 МВт) и компания «Т Плюс» с проектом ТЭС на газовых турбинах ГТЭ-170 «Силовых машин» (или же на паровых турбинах производства «Уральского турбинного завода»). Для реализации проекта En+ потребовалось бы до десяти лет. Ввод в эксплуатацию АЭС мог произойти в 2030-33 гг. Однако весной 2022 г. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) проводил конкурс проектов новой ТЭС, на котором «Интер РАО» стало единственным участником с ценой выше рыночных аналогов. Затем компания отозвала заявку после возникновения проблем с поставкой турбин General Electric, и конкурс в итоге был объявлен не состоявшимся.

Пока точная стоимость строительства электростанции не указывается. Прежде в «Интер РАО» ее оценивали в 64,9 млрд рублей. Правительственная комиссия поручила Минэнерго разработать необходимые проекты постановлений для определения условий оплаты энергомощности новой станции. Основную нагрузку планируется возложить на потребителей, планирующих увеличить спрос в регионе – ОАО «РЖД» (максимальное потребление может вырасти до 284 МВт/ч в 2031 г.), «Полюс Сухой Лог» (252 МВт/ч к 2031 г.), «Иркутская нефтяная компания» (215 МВт/ч к 2031 г.) и «Газпром» (56,5 МВт/ч к 2031 г.).

Тем временем в «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым снизить доходность по проекту или отменить ее, провести публичный независимый технологический и ценовой аудит, в силу отсутствия конкурса и необходимости привлечения инвестора. Предварительно стоимость проекта оценивается в 60 млрд рублей (без НДС и без учета инфраструктуры).

При этом пока что нет ни одного идеального решения с поставками турбин. Под вопросом находится вариант реализации проекта с применением газовых турбин «Силовых машин», так как на сегодняшний день отсутствует готовое к коммерческой эксплуатации оборудование, для выполнения проекта в обозначенные сроки потребуется закончить проектирование в текущем году. Вариант с турбинами «Русских газовых турбин» зависит от наличия возможности поставить оборудование в нужном объеме и обеспечить его соответствующим сервисом, учитывая участие General Electric, перспектива которого маловероятна. Иранские турбины прежде не поставлялись в РФ, в связи с чем отсутствует опыт их установки, эксплуатации и обслуживания, повышая тем самым риски.

Продолжаются работы по подключению к сетевой инфраструктуре действующих промышленных объектов. В Амурской области ПАО «ФСК ЕЭС» в июне приступило к строительству объектов энергетической инфраструктуры для подключения к магистральным сетям Амурского ГХК «СИБУР Холдинг» (Свободненский район). Предстоит построить переключательный пункт 500 кВ «Химкомбинат» и четыре линии электропередачи общей протяженностью 12,4 км. В результате газохимический комплекс должен получить 301 МВт мощности. Также в июне в Свободном началось техническое переоснащение подстанции 220 кВ «Свободненская» мощностью 47,5 МВт.

В мае текущего года «ФСК ЕЭС» подключила к магистральным сетям электроснабжения Инаглинский ГОК (УК «Колмар») в Якутии. Объем инвестиций составил порядка 2,5 млрд рублей. В частности, построены высокоавтоматизированная подстанция 220 кВ «Налдинская» и две воздушные линии 220 кВ общей протяженностью 14 км. На открытое распределительное устройство 220 кВ были заведены заходы от действующей ЛЭП, обеспечивающей связь с Нерюнгринской ГРЭС.

Масштабным проектом в сфере электроэнергетики также является обеспечение энергетической инфраструктурой Восточного полигона «РЖД». Летом текущего года «РЖД» завершили второй этап модернизации наиболее крупной тяговой подстанции Дальневосточной железной дороги (ДВЖД) – Хабаровск-2, обеспечивающей электроснабжение грузовых поездов (в том числе сдвоенных и повышенной массы) на участке «Волочаевка – Хабаровск – Кругликово» (длиной более 100 км). На станции были завершены пуско-наладочные работы, введен в эксплуатацию второй силовой трансформатор мощностью 40 МВт с увеличенным сроком службы (30 лет).

Модернизация позволяет сократить интервал между попутно следующими поездами с 16 до 10 минут и повысить пропускную способность с 81 до 130 пар поездов по направлению к пограничным переходам и портам Приморского края. Продолжаются работы по монтажу третьего трансформатора, завершающие обновление тяговой подстанции в Хабаровске.

Также в целях увеличения объема грузоперевозок в порты Ванино и Советская Гавань в Хабаровском крае рассматривается возможность электрификации 700 км железной дороги на участках «Волочаевка II – Комсомольск-на-Амуре» и «Комсомольск-на-Амуре - Ванино – Советская Гавань». В том числе предполагается построить высоковольтную воздушную линию 220 кВ «Комсомольская – Ванино» и реконструировать линию «Селихино - Ванино».

Тяговая подстанция
^{фото: ОАО «РЖД»}

В августе ПАО «ФСК ЕЭС» приступило к модернизации закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 10 кВ магистральной подстанции 220 кВ «Дарасун» мощностью 146 МВА в Забайкалье, которая питает в том числе тяговый железнодорожный транзит (расположена вблизи городского поселения Дарасун Карымского района и железнодорожной станции Транссиба). Инвестиции в модернизацию должны составить 168 млн рублей, а завершить работы планируется в 2024 г.

В «Россетях» тем временем отмечают повышение стоимости работ по электрификации второго этапа модернизации Восточного полигона - с 200 млрд до 250 млрд рублей. Источники финансирования для данных работ еще не определены. Генеральный директор «Россетей» А.Рюмин отмечал, что «Россети» направляли заявку на получение средств из Фонда национального благосостояния, также в качестве возможных источников рассматривались дополнительный рост тарифа, внесение средств в уставной капитал или государственная субсидия.

«Россети» также попросили перенести сроки ввода трех ЛЭП по 500 кВ для Восточного полигона, входящих в Байкальский кластер – «Нижнеангарская – Усть-Кут №1» с подстанцией «Нижнеангарская», «Нижнеангарская – Усть-Кут №2» и «Нижнеангарская - Таксимо» с подстанцией «Таксимо». Президент В.Путин одобрил возможность переноса сроков на девять месяцев.

Стоимость строительства данных объектов составляет 114,8 млрд рублей. В рамках планируемого расширения провозной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до 180 млн тонн к 2024 г. «Россетям» предстоит построить 25 энергообъектов, из них к настоящему времени введены 13 объектов. План-график работ на Восточном полигоне предполагает, что первая ЛЭП будет поставлена под напряжение в сентябре 2023 г., а остальные - в сентябре 2024 г. Тем не менее сроки ввода объектов в эксплуатацию (получение заключения Ростехнадзора) отличаются – сентябрь 2024 г., декабрь 2025 г. и декабрь 2026 г. соответственно.

В «Россетях» в качестве причины переноса сроков называют санкционные ограничения, поскольку ряд производителей оборудования уведомили госхолдинг о невозможности поставки импортных комплектующих и оборудования. В частности, американская компания General Electric не будет поставлять комплектующие для выключателей 500 кВ. Между тем российское ООО НПП «Экра»^{^[2]} заявляет о задержке и невозможности изготовления вторичных систем, требующихся для подстанции «Нижнеангарская».

В июле вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев заявил о недостаточном объеме инвестиций в модернизацию энергетического комплекса ДФО, отметив высокую степень износа теплоэнергетических сетей, в первую очередь, в Якутии, Магаданской области, Приморском и Забайкальском краях.

ПАО «РусГидро» в течение ближайших десяти лет планирует направить на модернизацию теплосетей 39 млрд рублей. Ю.Трутнев в свою очередь заявляет о необходимости в пять раз большего объема финансирования для данных целей. Установленная Минэнерго система тарифообразования предполагает, что тарифы на коммунальные платежи не могут расти более чем на 4% в год, в то время как рост стоимости тонны угля в 2022 г. по сравнению с 2021 г. составил 74% (с 4,8 тыс. до 8,4 тыс. рублей). По мнению Ю.Трутнева, следует разработать механизм субсидирования для недопущения покрытия убытков за счет населения.

Тем временем правительственная комиссия по вопросам электроэнергетики рекомендовала расширить список проектов модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, включив в него проекты расширения угольных Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) в Якутии и Партизанской ГРЭС (280 МВт) в Приморском крае ПАО «РусГидро», проекты модернизации девяти блоков Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в Приморском крае (Лучегорск). Проекты будут окупаться за счет повышенных платежей потребителей электроэнергии в западной части РФ, на Урале и в Сибири.

Стоимость проектов пока не называлась, но в 2021 г. капитальные расходы оценивались в сумму примерно 166 млрд рублей. В соответствии с правилами оптового энергетического рынка, новые объекты могут быть добавлены в перечень программы модернизации только после технологического и ценового аудита, заключения госэкспертизы.

СГК рассчитывает запустить четыре энергоблока Приморской ГРЭС до конца 2023 г., два блока – в конце 2024 г., три блока – в конце 2025 г. Правительственной комиссией был одобрен состав работ на Приморской ГРЭС, аудит которой еще не проводился. На Нерюнгринской ГРЭС новый блок «РусГидро» намерено построить к концу 2025 г., блок Партизанской ГРЭС – к концу 2026 г. В то же время в «Сообществе потребителей энергии» настаивают на необходимости проведении независимого и публичного аудита, в целях оптимизации проектов модернизации.

Следует отметить, что «РусГидро» столкнулось с трудностями при строительстве четырех дальневосточных станций. Холдингу повторно пришлось проектировать энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2 и Артемовской ТЭЦ-2, где планировалось ставить турбины модели 6F.03 «Русских газовых турбин». Решение было принято в связи с необходимостью менять основное оборудование. На Хабаровскую ТЭЦ-4 планируется установить новую газотурбинную установку, на Артемовскую ТЭЦ-2 - парогазовую установку с использованием четырех газовых турбин мощностью до 160 МВт. Сроки запуска Хабаровской ТЭЦ-4 сдвигаются на два года, Артемовской ТЭЦ-2 - на год (для обеих станций - до 2027 г.).

На Якутской ГРЭС-2 предполагается поставить паросиловую установку (ПСУ) с двумя паровыми турбинами по 80 МВт. Ее ввод сместится на два года - до конца 2027 г. Также предполагается отложить запуск Владивостокской ТЭЦ-2 на ПСУ - один блок должен быть введен в 2023 г., второй блок - в 2025 г., третий - в 2027 г.

Владивостокская ТЭЦ-2
^{фото: «РусГидро»}

В «РусГидро» все же рассматривали вариант приобретения иранских газовых турбин, учитывая, что турбины российского производства менее мощные, а заводы по их производству уже загружены. Технология ПСУ считается устаревшей, но ее использование для ТЭЦ, имеющих критическое значение для энергоснабжения регионов, оправдывается требованиями обеспечивать безопасность энергоснабжения.

Следует отметить, что в Минэкономразвития планируют ввести новую методику оценки эффективности субсидирования тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке^{^[3]} - она будет основана на показателях ста наиболее крупных компаний каждого субъекта ДФО, таких как динамика инвестиций компаний, количество сотрудников и объем потребления электроэнергии. Не будут учитываться такие показатели, как динамика валового регионального продукта (ВРП) и индекс промышленного производства.

На сегодняшний день разницу между экономически обоснованным и фактическим тарифами покрывает оптовый энергорынок (западная часть страны, Сибирь, Урал) через специальную надбавку на энергомощность. За четыре последних года выплаты оптового рынка превысили 142,7 млрд рублей, в 2022 г. потребителям на оптовом рынке предстоит заплатить еще 33,6 млрд рублей. Свернуть действие данного механизма предполагается к 2028 г.

Новую методику не одобряют промышленные потребители, полагая, что она измеряет степень привлекательности льготного тарифа, но не его экономическую отдачу. В частности, показатель прироста занятости расценивается как избыточный, так как он противоречит планам инвестировать в эффективные технологии и автоматизацию производства. В Минэкономразвития объясняют выбор показателей предположением о том, что определенные эффекты от механизма снижения цен рассматриваются заинтересованными ведомствами в качестве более приоритетных.

В то же время в «Совете рынка» (регулятор энергорынков) рассматривают ВРП и индекс промышленного производства как слишком обобщенные показатели, тогда как механизм снижения цен не влияет на всех дальневосточных потребителей и не оказывает существенного влияния на динамику данных показателей в регионах с небольшой субсидией (Забайкальский край, Бурятия). В регуляторе полагают, что оценка эффективности более целесообразна для самых энергоемких предприятий в изолированных районах, поскольку для них снижение цен имеет наибольшую инвестиционную привлекательность. В «Совете рынка» называют важными факторами повышение энергоэффективности производства, изменение технологий и продуктовой линейки предприятий, а также конъюнктуру рынка сбыта.

Тем временем наиболее крупный участник энергетического рынка Дальнего Востока – «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) консолидирует активы. В июле текущего года в ее состав вошли Благовещенская ТЭЦ мощностью 404 МВт (Амурская область) и ТЭЦ в Советской Гавани^{^[4]} мощностью 126 МВт (Хабаровский край, введена в эксплуатацию в 2020 г. для замещения мощности Майской ГРЭС). Ранее они эксплуатировались ДГК в рамках договоров аренды и эксплуатации с «РусГидро» (принадлежали дочернему обществу холдинга – АО «РАО Энергетические системы Востока»). В феврале текущего года в состав ДГК вошла также ТЭЦ «Восточная» в Приморском крае.

Что касается внедрения зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» запустило в июне в Верхоянске гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт, который включает дизельную электростанцию, солнечную генерацию и системы аккумулирования энергии. В рамках соглашения между «РусГидро» и правительством Якутии предполагается реализовать в регионе шесть пилотных проектов по модернизации дизельной генерации с использованием солнечной энергетики. Первым реализованным проектом является введенный в сентябре прошлого года энергокомплекс в Табалахе Верхоянского района. Строительство четырех станций в Момском районе планируется завершить до конца текущего года.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

^[1] Завод в Ярославской области. До 2019 г. «Интер РАО» принадлежало 25% предприятия, «Объединенной двигателестроительной корпорации» «Ростеха» - 25%, 50% было у GE. Весной 2019 г. «Интер РАО» приобрело акции ОДК, увеличив долю в «Русских газовых турбинах» до 50%. У GE остались 49%, у «Интер РАО» при этом есть опцион на выкуп остальных акций.

^[2] Специализируется на производстве релейной защиты и автоматики. Базируется в Чебоксарах, подконтрольна Н.Дони, А.Наумову и О.Саевичу.

^[3] Механизм снижения цен был запущен в 2017 г.

^[4] Крупнейший источник энергии для Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.

Читать полностью

Люди

Виталий Сунгуров: «В конечном итоге выиграют все» 30.12.2022 05:00

– Виталий Леонидович, как бы Вы охарактеризовали минувший год в целом? Как шла работа, было ли всё по плану?

– Год был насыщенным и плодотворным. Практически все наши планы выполнены. Это и подготовка к сосредоточению в Системном операторе всех функций по перспективному развитию электроэнергетики, а также к принятию функций оперативно-диспетчерского управления в изолированных энергосистемах, и выполнение режимных мероприятий для реализации ремонтных программ субъектов электроэнергетики региона, и непрерывное оперативно-диспетчерское управление «большой» энергетикой Дальнего Востока.

– Какие события Вы отметили бы особо? Почему?

– Одним из ключевых событий минувшего года стало принятие Федерального закона № 174-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» и отдельные законодательные акты Российской Федерации». Этот документ законодательно закрепляет изменения в системе перспективного планирования в отрасли, а также создает правовую основу для обеспечения централизованного оперативно-диспетчерского управления изолированными энергосистемами. Согласно ему, с 1 января 2024 года Системный оператор будет обеспечивать единоличное оперативно-диспетчерское управление не только в ЕЭС России, но и в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах – Чукотского автономного округа, Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Первые четыре из них расположены в Дальневосточном федеральном округе.

Мы уже начали подготовку к принятию и обеспечению дальнейшей непрерывности выполнения функций оперативно-диспетчерского управления в них. Между АО «СО ЕЭС» и ПАО «РусГидро», чьи дочерние общества сейчас управляют изолированными энергосистемами, подписано Соглашение о взаимодействии при расширении зоны диспетчерской ответственности АО «СО ЕЭС» на территории технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем Дальневосточного округа. Этот документ, заключенный на переходный период до передачи Системному оператору функций по оперативно-диспетчерскому управлению ТИТЭС, определяет порядок взаимодействия с подконтрольными обществами ПАО «РусГидро» — ПАО «Камчатскэнерго», ПАО «Магаданэнерго», ПАО «Сахалинэнерго» и АО «Чукотэнерго». Кроме того, утверждена Концепция осуществления и развития оперативно-диспетчерского управления в этих энергосистемах.

– Почему перевод технологически изолированных энергосистем Дальнего Востока на единое оперативно-диспетчерское управление Системным оператором – это так важно? Что еще для этого нужно?

Энергосистемы Камчатки, Чукотки, Магадана и Сахалина в силу географических особенностей не связаны с Единой энергосистемой России – то есть технологически изолированы. Но это не значит, что них плохое управление, энергосистемы до сих пор нормально работали и будут работать. В чем же смысл преобразований? В том, что государство должно обеспечить единство экономического пространства Российской Федерации. А энергетика, как мы знаем, – основа экономики. Поэтому логичным выглядит решение, что теперь в масштабах всей энергетики должны применяться единые принципы планирования и управления работой энергосистем – вне зависимости от их географического положения. Наработанная и проверенная годами практика Системного оператора такова, что компания везде, где присутствует, работает по единым стандартам, по принятым государством обязательным требованиям, по унифицированным технологиям. В Москве и на Камчатке, в Сочи и на Сахалине должны применяться единые, принятые в ЕЭС России, стандарты работы энергокомплекса. Это позволит добиться равного уровня энергетической обеспеченности регионов, а значит, создаст новые возможности для социально-экономического развития, обеспечит повышение уровня жизни в этих регионах. Учитывая суровые климатические условия и удаленность от центра изолированных энергорайонов, это особенно важно. Кроме того, приход Системного оператора придаст импульс внедрению инновационных технологий, уже опробованных в Единой энергосистеме.

Нам нужно сделать так, чтобы потребитель электрической энергии не почувствовал этот переход. И для того, чтобы завершить его, и завершить безболезненно для потребителей, мы подписали совместные приказы с дочерними обществами ПАО «РусГидро» – АО-энерго, которыми утвердили планы мероприятий по подготовке и поэтапной передаче Системному оператору функций оперативно-диспетчерского управления от этих компаний, а также соглашения, которые определяют порядок технологического и информационного взаимодействия филиалов Системного оператора (ОДУ Востока и Хабаровского РДУ) с АО-энерго в переходный период. Эти документы также будут действовать до момента передачи Системному оператору функций оперативно-диспетчерского управления на этих территориях. Системный оператор будет участвовать в деловых процессах АО-энерго по планированию и управлению электроэнергетическими режимами, разработке и реализации мероприятий по их перспективному развитию и технологическому присоединению к электрическим сетям, а также повышению надежности функционирования входящих в их состав энергообъектов. И, конечно, предусмотрено взаимодействие по вопросам подготовки, повышения и поддержания квалификации как персонала Хабаровского РДУ, так и персонала АО-энерго. Пока что все идет по плану, и я уверен, что установленные государством сроки передачи Системному оператору новых функций будут выдержаны.

– В августе на территории пяти субъектов ДФО отмечались максимальные уровни потребления мощности – чем это было вызвано и каков объём энергопотребления в регионах Дальнего Востока в целом? О чём говорят эти показатели?

– Летом 2022 года в ОЭС Востока зафиксированы длительные периоды повышенных относительно среднемноголетних значений температур, что сказалось на росте электропотребления. Кроме температурного фактора на рост потребления оказала влияние работа крупных промышленных предприятий: рост нагрузки объектов ВСТО, РЖД, предприятий угольной и золотодобывающей промышленности.

Объем электропотребления в регионах Дальнего Востока в целом (кроме Забайкальского края и Бурятии, относящих к операционной зоне ОДУ Сибири) за 11 месяцев вырос на 3,6 % (или на 1,7 млрд кВт·ч.) и составил 46,3 млрд. По энергосистемам, входящим в ОЭС Востока, величина прироста составила 1,5 млрд кВт·ч. (или 3,9 %). Величина прироста существенно выше среднероссийских показателей за этот период (1,6 %), что говорит об увеличении темпов развития региона.

– Во время VII Восточного экономического форума Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий анонсировал запуск аналога балансирующего рынка на Дальнем Востоке - пока без конкурентного ценообразования, но который должен стать одной из ступеней перехода к модели конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке. Случился ли этот запуск, в чем суть и необходимость перехода?

– Да, внутрисуточный расчет диспетчерского графика был запущен 1 октября этого года. Проводятся ежесуточные расчеты уточненного диспетчерского графика, пока только два раза в сутки. С 1 апреля 2023 года будет осуществлен переход на круглосуточные расчеты с 4-часовыми интервалами (6 раз в сутки). Эта технология – полный аналог расчетов планов балансирующего рынка, применяющихся в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии и мощности с 2005 года. Необходимость перехода связана как раз с подготовкой к запуску конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке, так как балансирующий рынок является частью оптового рынка. Внутрисуточные расчеты позволяют осуществлять более точный оперативный учет изменений схемно-режимных условий работы ОЭС Востока, связанных как с отключениями сетевого или генерирующего оборудования, так и с отклонениями перетоков в КНР или потребления крупными потребителями.

– В ноябре состоялись натурные испытания по переносу точки деления электрической сети 220 кВ Транссибирской железнодорожной магистрали. Могли бы вы понятным нашим читателям языком объяснить, в чём необходимость, сложность этого мероприятия?

– Межсистемная электропередача 220 кВ Чита – Сковородино, питающая тяговые подстанции Забайкальской железной дороги, является единственной электрической связью между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Ее пропускная способность недостаточна для обеспечения длительной устойчивой параллельной синхронной работы двух энергосистем, поэтому она постоянно находится в разомкнутом состоянии с точкой деления сети на одной из подстанций. При этом для обеспечения нормальной работы электросетевой инфраструктуры Транссиба, проведения ремонтов энергообъектов, а также для перераспределения нагрузки при возникновении дефицита мощности в ОЭС Востока или ОЭС Сибири периодически осуществляется перенос точки деления с одной подстанции на другую. Раньше для этого мы отключали целый отрезок сети между этими подстанциями с соответствующим прекращением электроснабжения объектов РЖД и других потребителей на период до одного часа, что приводило, в том числе, к остановке движения электропоездов по Транссибу.

В этом году мы опробовали и начали применять новый порядок переноса точки раздела – с кратковременной параллельной работой ОЭС Востока и ОЭС Сибири. Таким образом, ремонты ЛЭП и оборудования, предотвращение и ликвидация нарушений нормального режима работы энергосистемы, связанные с переносом точки раздела, выполняются теперь без погашения потребителей в операционных зонах ОДУ Востока и ОДУ Сибири.

Сложности на сегодняшний день нет. После замены ОАО «РЖД» части оборудования на ПС 220 кВ Ерофей Павлович/т мы провели в ноябре натурные испытания по переносу точки деления. С момента проведения испытаний мы уже четыре раза переносили точку деления сети без погашения потребителей.

– Помимо того, что это важно для бесперебойного энергоснабжения Транссиба, можно ли назвать это событие значимым шагом на пути к объединению энергосистем Сибири и Востока? Когда можно ждать этого объединения? Что оно принесёт, кто и в чём выиграет?

С точки зрения наработки технологий и опыта, да, безусловно. Однако для объединения энергосистем, запланированного в горизонте 2028 года, в дополнение к уже принятым решениям в рамках плана ускоренной модернизации БАМа и Транссиба нужно построить еще две ЛЭП 220 кВ, установить дополнительные устройства противоаварийной автоматики, перенастроить действующие устройства РЗА. После этого параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока сможет осуществляться постоянно по семи ЛЭП 220 кВ. А для того, чтобы усилить электрические связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока и передавать между энергообъединениями больше электроэнергии и мощности, после 2028 года потребуется сооружение еще трех ЛЭП 500 кВ: ВЛ 500 кВ Таксимо – Чара, ВЛ 500 кВ Тында – Чара и ВЛ 500 кВ Даурия – Тында.

Положительные эффекты от объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока, при условии, что мы сможем обеспечить достаточную величину обмена мощностью, заключаются в том, что это позволит сократить в этой части ЕЭС России общую потребность в генерируемой мощности, в том числе за счет разницы часовых поясов. Более эффективное использование пропускной способности межсистемных связей также снизит потребности в резервной мощности электростанций. Кроме того, это позволит запустить на территории ОЭС Востока действующие в ценовых зонах рыночные механизмы. Немаловажный результат объединения энергосистем – повышение надежности и качества электроснабжения потребителей, прежде всего тяговых транзитов БАМа и Транссиба. В конечном итоге должны выиграть все: и потребители, и Системный оператор, и ПАО «Россети», и РЖД.

– Неизбежный для 2022 года вопрос – как сказались (если сказались) санкции недружественных стран в отношении России? Были ли трудности с приобретением оборудования, программного обеспечения? Пришлось ли корректировать планы, «сдвигать вправо» реализацию каких-то проектов?

Да, санкции сказались. Из-за ухода с рынка поставщиков телекоммуникационного оборудования и вычислительной техники практически все текущие проекты по созданию, модернизации или расширению систем диспетчерского и технологического управления были так или иначе затронуты – в основном сдвинуты на более поздние сроки. Энергокомпаниям приходится вносить корректировки в свои проекты, переходить на доступные на рынке решения, что повышает затраты. Отдельно стоит сказать об информационной безопасности. Сейчас – в постоянно меняющихся условиях – она ужесточается. Требования к программно-техническим средствам защиты постоянно меняются, что также несколько удорожает реализацию проектов.

– Чего вы ждёте от 2023 года?

– Несмотря на все сложности, я с уверенностью смотрю в будущее. Думаю, что следующий год будет еще интереснее в плане задач, поставленных перед нами, ведь энергетика развивается и не стоит на месте. А коллективу ОДУ Востока любые задачи по плечу.

Читать полностью

Люди

Виталий Сунгуров: «В конечном итоге выиграют все» 30.12.2022 05:00

– Виталий Леонидович, как бы Вы охарактеризовали минувший год в целом? Как шла работа, было ли всё по плану?

– Какие события Вы отметили бы особо? Почему?

– Чего вы ждёте от 2023 года?

Читать полностью

Экономика

И себе и Китаю: новые маршруты экспорта газа выгодны дальневосточным регионам 25.03.2024 01:00

21 марта «Газпром» официально объявил о начале соединения газопроводов «Сила Сибири» и Сахалин — Хабаровск — Владивосток. Участок трубопроводной системы Белогорск — Хабаровск станет одним из ключевых звеньев Восточной газовой программы, объединяющим Сахалинский центр газодобычи с Якутским и Иркутским. За счет этого появится еще один канал экспорта природного газа в Китай.

Сойдутся в Хабаровске

Пока что, уточнили в Минэнерго, главным образом, ведутся проектные работы по участкам трубопровода-перемычки Белогорск — Хабаровск. В официальном сообщении «Газпрома» не уточняется о сроках реализации данного проекта. Ранее вице-премьер РФ Александр Новак сообщал, что окончание стройки запланировано на 2029 год.

«Соответственно намечена газификация восточной части Амурской области и Еврейской автономной области. Протяженность [соединительного газопровода] — порядка 800 км. Проект, в том числе, поможет снять ограничения, которые у нас присутствуют по трубопроводу Сахалин — Хабаровск — Владивосток, и подать дополнительные объемы газа для Хабаровска и Приморского края», – проинформировал директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго Артем Верхов.

Действительно, «Газпром» производит расширение мощностей газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток, в том числе в свете будущей транспортировки газа на ТЭЦ-4 Хабаровска и Владивостокскую ТЭЦ-2, но это не закроет всех потенциальных потребностей регионов в энергоносителе.

изображение: ПАО «Газпром»

Одновременно выводится на заданные параметры «Сила Сибири». В этом году Чаяндинское месторождение в Якутии должно выйти на проектную мощность, и уже в следующем трубопроводная система сможет поставить потребителям 38 млрд куб. м газа.

По газопроводу протяженностью более трех тыс. км организован экспорт энергоносителя в КНР, а также поставки в рамках газификации территорий Якутии, Амурской и Иркутской области. В настоящее время газ подается по трубе на Свободненскую теплоэлектростанцию, осуществляется проектирование ТЭС Чульман в Республике Саха, которая обеспечит электроснабжение объектов Восточного полигона РЖД.

Стоит сказать, за счет объединения газопроводов появится еще один канал экспорта природного газа в Китай — на участке Дальнереченск — Хулинь.

Развитие трубопроводной инфраструктуры идет на фоне переориентации экспортных поставок углеводородов в АТР, широко начавшейся в 2022 году. Речь не только о газе. К примеру, «Транснефть» увеличила мощности своей нефтетранспортной системы ВСТО для доставки по трубе на специализированный терминал в бухте Козьмино до 42 млн тонн нефти ежегодно. Причем проработана дополнительная возможность приема портом сырья по железной дороге. Была расконсервирована железнодорожная станция Грузовая, примыкающая к терминалу (на I этапе создания ВСТО перевозки нефти в Козьмино осуществлялись железнодорожным транспортом, после завершения прокладки трубопровода потребность в них отпала). В IV квартале 2026 года планируется построить нефтеперекачивающую станцию в Иркутской области с тем, чтобы увеличить отгрузку нефти в цистернах со станции Мегет в направлении Приморья с двух млн до семи млн тонн.

Сила удвоится

Еще более масштабные стройки обещает реализация проекта «Сила Сибири — 2», предполагающего поставки энергоносителя в КНР транзитом через Монголию. В этом случае трубопровод пройдет по Красноярскому краю, Иркутской области, станет источником для газоснабжения Бурятии и Забайкальского края. Проект несет мультипликативный эффект: он позволит снять ограничения в транспортировке газа для Томской, Новосибирской, Омской, Кемеровской областей.

Сибирские регионы располагают газотранспортной сетью. Это, в частности, трубопровод Парабель — Кузбасс. Однако, поясняют в Минэнерго, он исчерпал возможность дополнительных поставок газа, его хватает пока только на газификацию населения и коммунальных объектов, а для развития новых мощностей промышленности, перевода электростанций на газ его пропускной способности недостаточно. Соответственно, «Сила Сибири — 2» призвана снять эти ограничения.

Чаяндинское месторождение. Фото: ПАО «Газпром»

Что касается Байкальского региона, то, по словам сенатора от Забайкальского края Сергея Михайлова, есть понимание того, что «Сила Сибири – 2» дойдет до юга Байкала, но ни сроки реализации проекта, ни даже дорожная карта по нему пока не просматриваются. Многое здесь зависит от договоренностей с Китаем по условиям контракта. Известно, что «Газпром» проводит переговоры с китайской CNPC (российский монополист оценивает возможности поставок газа в КНР через Монголию до 50 млрд куб. м в год).

«С монгольской стороной все более-менее понятно. Создана специальная компания, ведется проектирование трубопровода через территорию Монголии. С китайскими партнерами посложнее… Не могу все раскрывать, но работа ведется», — заверил Артем Верхов.

Он подтвердил, что при строительстве газопровода к границе с Монголией будут ответвления на Улан-Удэ и Читу. При этом в столице Забайкалья по программе «Чистый воздух» идет подготовка проекта по СПГ-газификации жилого сектора, чем занимается Восточно-Арктическая нефтегазовая корпорация (ВАНК).

Газ доставят по железной дороге

Для реализации проекта газификации привозным сжиженным газом с мэрией Читы было заключено концессионное соглашение. Концессионером выступает ООО «АврораГАЗ» (входит в ВАНК).

Как сообщал ранее гендиректор Восточно-Арктической нефтегазовой корпорации Станислав Неверов, в Чите планируется газифицировать 13 тыс. домов. Для перевода домовладений на новый вид топлива будет построено более 500 км газораспределительных сетей, возведена станция приема, хранения и регазификации СПГ. Эта станция в настоящее время проектируется рядом с Читой, ведутся подготовительные работы к началу строительства весной-летом 2024 года. На первом этапе для газификации города может ежегодно требоваться сырья эквивалентно 18 млн куб. м.

Газораспределительная станция. Фото: FOTOGRIN/Shutterstock

Энергоноситель будет поступать в Читу по железной дороге с завода по сжижению газа, расположенного в ТОР «Надеждинская», недалеко от Владивостока. Предприятие строит компания «Аврора СПГ», и в ближайшее время должен состояться пуск первой очереди этого производства.

«Правда, СПГ будет дороговат, вести его будет нужно из Владивостока. Думаю, с запуском проектов по малотоннажному производству в Амурской области, Хабаровске плечо доставки снизится, соответственно выпадающие доходы у региона станут меньше», — говорит Артем Верхов.

В руководстве «Авроры СПГ» уже информировали о планах по созданию малотоннажного завода в Хабаровске (площадка «Ракитное») и в Амурской области. Предприятия планировалось ввести в эксплуатацию в 2025-2026 годах.

Восточно-Арктическая нефтегазовая корпорация рассматривает возможность газификации и города Северобайкальск в Бурятии. Местные власти в рамках мастер-плана города предлагали реконструировать центральную котельную с переводом ее на СПГ. В свою очередь в Минэнерго говорят о необходимости анализа и расчета топливно-энергетического баланса территорий и справедливой цены за новый энергоноситель для потребителей.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой обзор ТЭК ДФО — весна 2024 22.03.2024 01:00

В начале текущего года возникают проблемы с продажей добываемых на Дальнем Востоке углеводородов за рубеж. При этом все еще не решен вопрос о принадлежности доли одного из крупных в прошлом акционеров сахалинского шельфового проекта. В угледобыче планируется увеличение объемов производства, тем не менее существует ряд ограничений для роста экспорта.

Нефть

В прошлом месяце правительство РФ скорректировало требования к потенциальному покупателю доли в шельфовом нефтегазовом проекте «Сахалин-2»^{^[1]}. Согласно ним, претендент должен обладать опытом международной торговли сжиженным природным газом, тогда как прежде такое условие не было предусмотрено. Кроме того, претендент должен иметь действующие договоры поставки СПГ со сроком действия более пяти лет. Также от покупателя, помимо опыта эксплуатации завода по производству СПГ с объемом производства более 4 млн тонн в год и суммарно накопленного объема производства около 40 млн тонн, требуется иметь опыт продаж подобных объемов. Из документа исключено требование о наличии действующих договоров фрахтования судов-газовозов с общим объемом грузовместимости более 4 млн куб. м.

Еще в апреле прошлого года правительство разрешило ПАО «НОВАТЭК» приобрести долю в 27,5% в операторе проекта – ООО «Сахалинская энергия». Ранее она принадлежала британско-нидерландской Shell. На сегодняшний день сделка все еще не закрыта. При этом «НОВАТЭК» соответствует установленным правительством критериям для потенциального покупателя. Исключение требования по судам-газовозам связано с проблемами, которые «НОВАТЭК» испытывает в настоящее время в вопросе поставок танкеров ледового класса^{^[2]}. ООО «Сахалинская энергия» тем временем сократило производство СПГ с 11,5 млн тонн в 2022 г. до 10 млн тонн в 2023 г. Суточная производительность завода по производству СПГ в рамках проекта составляет около 32 тыс. тонн.

Добыча нефти на сахалинском шельфе. фото: lastdjedai/Shutterstock

В этих условиях «Сахалинская энергия» рассчитывает реализовать СПГ на китайском рынке. Китайским покупателям предлагается заключить контракт на 12 партий СПГ в год (около 1 млн тонн) на срок 3-5 лет (начиная с августа текущего года). Объявлен соответствующий тендер. Цена будет привязана к цене на нефть Brent, и при ее стоимости в 83 доллара за баррель может составить 356 долларов за 1 тыс. куб. м.

В целом в 2023 г. «Сахалин-2» экспортировал 10,2 млн тонн СПГ, включая почти 6 млн тонн в Японию, 2,58 млн тонн в Китай, 1,65 млн тонн в Республику Корея. При этом до 90% партий реализуются по долгосрочным контрактам. Японские предприятия, прежде выступавшие основными покупателями СПГ с сахалинского проекта, не были приглашены для участия в объявленном новом тендере.

Кроме того, у Shell, несмотря на выход из проекта, сохраняется offtake-контракт на получение до 1 млн тонн СПГ в год с «Сахалина-2» до 2028 г. После фактического прекращения участия Shell в проекте данный объем продавался на спотовом рынке. Намерение «Сахалинской энергии» законтрактовать сопоставимый объем газа с покупателями в КНР (на долгосрочной основе) может быть следствием снижения спотовых цен на газ.

Следует отметить, что в феврале Госдумой в третьем чтении был принят, а Советом Федерации одобрен законопроект, вносящий поправки в Налоговый кодекс РФ и выводящий ряд компаний из-под повышенного НДПИ на газ^{^[3]}. В том числе от повышенного НДПИ освобождены объемы газа, которые будут получены Россией в рамках проекта «Сахалин-2» в счет роялти для реализации его потребителям.

Индия продолжает снижать закупки российской нефти, добываемой на востоке страны. Потенциальным покупателем данных объемов может стать Китай. Отгрузки нефти Sokol (премиальная марка, «Сахалин-1») в Индию прекратились в конце прошлого года на фоне разногласий сторон по поводу условий контракта с государственной индийской компанией Indian Oil. Часть нефти проекта «Сахалин-1», изначально предназначавшаяся для поставки в Индию, в феврале была перенаправлена в КНР. Танкеры Viktor Titov и Viktor Konetsky доставили партии нефти в китайские порты провинции Шаньдун и порт Тяньцзинь.

Китай приобрел два груза Sokol со скидкой по отношению к нефти сорта Brent в 1 доллар за баррель. Прежде Sokol торговался на азиатском рынке с премией к Brent. Цены на Sokol в Де-Кастри (Хабаровский край) тогда могли находиться на уровне 65-68 долларов за баррель (выше ценового потолка, но дешевле сорта ВСТО). Всего в КНР было поставлено пять партий нефти Sokol, что стало наиболее высоким показателем экспорта данного сорта в Китай с марта 2021 г.

Часть поставок все же была направлена в Индию. Танкер Jaguar разгрузился в индийском порту Вадинар, груз предназначался для НПЗ Nayara Energy, наиболее крупным акционером которого является «Роснефть». Танкер Seagull направлен в порт Мумбаи для поставки на завод BPCL (Bharat Petroleum). Танкер Rani проследовал в направлении Вишакхапатнама, где расположен НПЗ дочерней структуры ONGC (акционер «Сахалина-1», имеет 20%). Индия также снижает закупки нефти сорта ВСТО (также премиальный), в то время как его поставки китайским покупателям в данном случае могут увеличиться.

При этом приостановка поставок нефти Sokol компенсировалась увеличением прокачки по нефтепроводу ВСТО («Восточная Сибирь – Тихий океан») в КНР. Еженедельный объем поставок составил 3,5 млн баррелей в сутки (рост на 365 тыс. баррелей в сутки).

Уголь

В макрорегионе действуют угольные проекты, увеличивающие объемы добычи. При этом для экспортных поставок существуют инфраструктурные ограничения. В феврале президент РФ В.Путин поручил главе правительства М.Мишустину и главе ОАО «РЖД» О.Белозерову принять меры по обеспечению вывоза угольной продукции на экспорт из Кемеровской области, Бурятии, Хакасии, Якутии, Тувы и Иркутской области в восточном направлении в объемах, определенных соглашениями между «РЖД» и главами регионов. Напомним, что объемы, указанные в соглашениях «РЖД» с регионами, получают право на проезд на восток прежде, чем большинство других грузов.

Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались. По предварительным данным, квота на 2023 г. составляла 93,7 млн тонн, в том числе на Кузбасс приходилось 53,1 млн тонн, на Якутию – 26 млн тонн, на Бурятию – 8,1 млн тонн, на Хакасию – 6,1 млн тонн, а на Туву – 0,4 млн тонн. Тем не менее вывоз по квотам из Кузбасса фактически был ниже и составил 52,7 млн тонн. В текущем году квота увеличена на 6%. Так, из Кемеровской области планируется вывезти 54,1 млн тонн, из Якутии – 26,3 млн тонн, из Бурятии – 8,5 млн тонн, из Хакасии – 6,5 млн тонн, из Иркутской области – 3,3 млн тонн, из Тувы – 0,65 млн тонн.

Тематическое фото. автор/источник: Maksim Safaniuk/Shutterstock

Несмотря на то, что азиатские рынки сбыта в настоящее время не являются убыточными, отмечается снижение стоимости угля при экспорте через порты Дальнего Востока – на 10% по сравнению с четвертым кварталом 2023 г. и примерно на треть по сравнению с четвертым кварталом 2022 г. Ожидается дальнейшее уменьшение цен из-за сокращения спроса и введения в январе импортных пошлин на российский уголь в Китае. Кроме того, с 1 марта правительство РФ вновь ввело курсовые экспортные пошлины на вывоз угля – от 4% до 7% в зависимости от курса (нулевая при курсе менее 80 рублей за доллар). Мера будет действовать до 28 февраля 2025 г.^{^[4]} Минфин в феврале также предлагал установить плоскую надбавку к ставкам НДПИ на уголь в размере 380 рублей на тонну^{^[5]}.

Рост угледобычи продолжает фиксироваться на Чукотке. В январе текущего года добыча угля в регионе выросла на 9% по сравнению с январем 2023 г., составив 124 тыс. тонн. Добычу каменного угля осуществляет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal). За отчетный период на месторождении Фандюшкинское поле недропользователь получил 120,6 тыс. тонн. Результат ОАО «Шахта Угольная» составил 3,4 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении.

В Амурской области ООО «УК «Эльга» планирует в 2028 г. запустить обогатительный комплекс на Огоджинском угольном месторождении (Селемджинский район)^{^[6]}. Производительность комплекса должна составить 32 млн тонн угля в год. Намечено начало строительства первой фабрики производительностью 2 млн тонн, ее ввод в эксплуатацию должен состояться в 2025 г. До 2028 г. в состав комплекса войдут еще шесть обогатительных фабрик (производительность каждой – 5 млн тонн угля в год).

В рамках проекта продолжается строительство железной дороги от Огоджинского месторождения до станции Февральск на БАМе. Протяженность первой очереди должна составить 72 км, к настоящему времени проложено 27,6 км железнодорожного полотна. Окончание работ намечено на сентябрь 2024 г., пусконаладочные работы предполагается начать в конце 2024 г.^{^[7]}

В 2023 г. на Огоджинском месторождении было добыто 1,4 млн тонн угля, что в три раза превысило результат 2022 г. Суммарные запасы месторождения оцениваются в 1,5 млрд тонн угля. Перевалку угля месторождения планировалось проводить в порту Вера^{^[8]} в Приморском крае (мыс Открытый, в 130 км от Владивостока). Но структуры А.Авдоляна намерены продать данный портовый актив.

Тем временем на Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» (ВГК) в феврале начало испытания магистрального угольного конвейера, соединяющего Солнцевский угольный разрез (Углегорский район) и морской порт Шахтерск. Весной текущего года планируется завершить пусконаладочные работы всего конвейера. Его протяженность составляет 23 км, с помощью него предполагается снизить негативное воздействие на экологию и нагрузку на автодорожную сеть при перевозке угля в порт.

[1] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе Сахалина. Японские корпорации Mitsui и Mitsubishi получили в «Сахалинской энергии» доли в 12,5% и 10% соответственно.

[2] В текущем году «НОВАТЭК» может получить от одного до трех танкеров класса Arc7 с южнокорейской верфи Hanwha Ocean (бывшая DSME). Еще часть танкеров не может быть поставлена из-за санкций. Танкеры с судоверфи «Звезда» в текущем году поставлены не будут.

[3] Повышение налога введено с 1 января 2024 г. в целях изъятия в бюджет дополнительных доходов, полученных газодобывающими компаниями от индексации тарифов на газ. Формула расчета учитывает совокупный объем реализации газа в месяце, предшествующем налоговому периоду, на территории конкретного субъекта РФ (за исключением определенных категорий организаций и населения). Первоначально действие закона не распространялось только на газ, поставляемый населению, котельным и ТЭЦ, а также на предприятия, которые ведут переработку попутного нефтяного газа.

[4] Ранее курсовая экспортная пошлина на уголь вводилась с 1 октября 2023 г., в конце декабря 2023 г. уголь был освобожден от нее.

[5] Для компенсации выпадающих доходов бюджета от отмены экспортной пошлины.

[6] ООО «Огоджинская угольная компания».

[7] Строительство ведет новосибирская компания ООО «ТехВэб» А.Будникова.

[8] Мощность перевалки – 9 млн тонн, в 2023 г. было перевалено 7,3 млн тонн.

Читать полностью

Экономика

Быть или не быть колымскому водороду? 14.03.2024 01:00

Потенциал производства «зеленого» водорода в районах Крайнего Северо-Востока России составляет 2,1 млрд тонн, наиболее перспективным является площадь бассейна Верхней Колымы. Такое мнение выразил EastRussia доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геофизики Северо-Восточного комплексного научно-исследовательского института Дальневосточного отделения РАН Евгений Глотов.

Евгений Глотов доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геофизики Северо-Восточного комплексного научно-исследовательского института Дальневосточного отделения РАН фото

Крайний Северо-Восток России (КрСВ РФ) охватывает территории в основном Магаданской области, Чукотского автономного округа, северо-восточные улусы Республики Саха (Якутия) и северной части Корякского округа Камчатского края. Их суммарная площадь составляет примерно 1,5 млн кв. км. Географически регион является полуостровом, отделенным от Восточной Сибири Колымо-Индигирским водоразделом и омываемым морями двух океанов – Северного Ледовитого (моря Восточно-Сибирское и Чукотское) и Тихого (Охотское и Берингово).

«Внутриконтинентальные арктические и субарктические районы Крайнего Северо-Востока, а возможно, и всей Восточной Сибири весьма перспективны для производства «зеленого» водорода с использованием энергии солнечного излучения и ветра и ресурсов маломинерализованных поверхностных и подземных вод», — рассказал Глотов.

Оптимальные условия

По мнению ученого, площадь бассейна Верхней Колымы (центральные или колымские районы Магаданской области) наиболее перспективна для производства «зеленого» водорода.

«Здесь есть климатические, орогидрографические и климатические предпосылки для создания крупных центров по выработке электроэнергии за счет солнечного излучения. Есть водные ресурсы для гидролиза воды без затрат энергии на ее очистку и деионизацию, относительно близко находится морское побережье для транспортировки водорода в другие регионы морскими судами. Есть перспективы развития металлургической промышленности, основанной на потреблении водорода с использованием месторождений железной руды в бассейне реки Омолон и другие», - считает Глотов.

По расчетам исследователя, с учетом существующих инженерно-геологических и экологических ситуаций, расходуя не более 10 % объема стока ультрапресных вод в моря, омывающих регион, возможно получение 2,1 млрд тонн водорода, в том числе 1,28 млрд тонн за счет использования энергии Солнца. «Уже сейчас целесообразно строительство солнечной электростанции в верхнем течении реки Сугой с производством около 1 млн тонн водорода в год», — добавил он.

Ученый напомнил, что остались нереализованными намерения представителей Японии получать в Магаданской области около 100 тыс. тонн водорода в год, используя воду городского водохранилища и электроэнергию Колымской ГЭС.

Экологические риски

Самый большой экологический риск связан с тем, что водород в кислородной атмосфере легко сгораемое и легко взрываемое вещество. «Поэтому есть предложение располагать центры производства водорода в малонаселенных горных долинах на Крайнем Северо-Востоке РФ. Это условие легко выполнимо», — считает эксперт.

Остаются открытыми два вопроса — где хранить вырабатываемый водород и как его транспортировать? Пока водород хранят в емкостях из специальной стали. Из нее же сделаны и контейнеры для перевозки водорода в жидком виде при температуре около минус 270 градусов по Цельсию.

Тематическая схема производства водородного топлива.

«При бурении нефтегазопоисковых скважин в Анадырском и Западно-Камчатском бассейнах вскрывали скопления смеси метана и водорода. Во всех случаях такие скопления были перекрыты базальтовым слоем. В Республике Мали (Африка) открыто пока единственное месторождение водорода под кровлей дацитов, близких по составу к базальтам. Отсюда мы делаем вывод, что хранить вырабатываемый водород можно в искусственных полостях, сделанных в базальтовых покровах. Следовательно, наиболее благоприятны для производства водорода распространенные плоские или выположенные водоразделы, в сложении которых участвуют базальты или дациты», - добавил ученый, подчеркнув, что это лишь предположение, которое нужно доказывать экспериментально.

Он уточнил, что широко распространены выражения «водородная Африка» или «водородные аравийские пустыни».

«Отмечают при этом обилие солнечного излучения, но забывая, что сырья для водорода — воды — в Северной Африке и в Аравии очень мало. Попытки использовать в электролизе минерализованные или морские воды были, но при электролизе вместе с водородом выделяется хлор — ядовитый газ», — отметил ученый.

Глотов напомнил, что в 1 литре морской воды содержится около 20 грамм хлора, а в речной воде Северо-Востока России хлор-иона в 10 тысяч раз меньше до полного отсутствия. «При электролизе воды для прохождения электрического тока в дистиллят или в ультрапресную воду добавляют каустическую соду. Это технологический прием. По составу вода наших рек часто являются очень сильно разбавленным раствором соды до 15-20 миллиграмм в 1 литре. Полагаю, что мы имеем полное основание говорить о «водородном Северо-Востоке России», учитывая, что недра его перспективны для обнаружения скоплений природного водорода», — пояснил Глотов.

Эксперт допускает, что вместо планов развития гидроэнергетики на Крайнем Севере РФ следует разрабатывать планы строительства солнечных электростанций, с аккумуляцией части энергии в виде водорода для использования её в холодный период года.

«Многие задачи становления водородной энергетики еще не решены и требуют дальнейших исследований, в том числе решение проблемы снабжения водой производства по выработке водорода в конце критического водного периода (с апреля до первой половины мая), способов определения водород-изолирующих свойств магматических пород в полевых и стационарных условиях, совершенствование методов оценки инженерно-геологических, гидрогеологических и гидрологических условий строительства ветро- и солнечных электростанций, предприятий электролиза воды, накопителей вырабатываемого водорода», — заключил ученый.

Читать полностью

Экономика

Дым над Амуром будет пожиже? 05.03.2024 03:00

Для газификации ряда объектов энергетики на юге Якутии и в Амурской области, включая ТЭЦ в Благовещенске, придется расширять возможности трубопроводной системы «Сила Сибири». В «Газпроме» и Минэнерго России предлагают комплексно просчитать последствия проекта. В руководстве Приамурья указывают на необходимость обеспечения энергобезопасности областного центра и улучшения экологической обстановки, в том числе в разрезе международной повестки: власти провинции Хэйлунцзян неоднократно обращались с необходимостью снижения негативных выбросов от ТЭЦ. Ситуация обсуждалась на Совете по вопросам газификации субъектов РФ.

Справка:

Установленная мощность Благовещенской ТЭЦ, введенной в эксплуатацию 31 декабря 1976 года, по электроэнергии составляет 404 МВт, по теплоэнергии — более 1 тыс. Гкал/час. Теплоэлектроцентраль на 85% обеспечивает потребности предприятий промышленности и ЖКХ Благовещенска и вырабатывает седьмую часть всей электроэнергии, потребляемой в области. Основным видом топлива для ТЭЦ выступает бурый уголь, а в качестве резервного и растопочного используется мазут.

Угля не хватает

Проектным топливом для ТЭЦ Благовещенска служит уголь с Ерковецкого буроугольного разреза, который разрабатывается компанией «Амурский уголь» (входит в холдинг «Русский уголь»). Однако при необходимом потреблении энергоносителя в 2,3 млн тонны ежегодно, максимальный объем поставки с данного месторождения последнее время составляет порядка 1,6 млн тонн.

При этом потребности в угле возрастают с каждым годом на 100-200 тыс. тонн в связи с повышением задания по выработке электрической энергии от Системного оператора Единой энергетической системы (дополнительные объемы электроэнергии поставляются за пределы Амурской области). Недостающий объем угольной продукции восполняется сырьем с Переясловского разреза в Красноярском крае, что в 3,5 тыс. км от Благовещенска.

Переясловский разрез. Фото: Игорь Михайлишин, пресс-служба правительства Красноярского края

По словам губернатора области Василия Орлова, привозное топливо создает определенные трудности, поскольку у такого угля иная термоотдача и стоимость, кроме того, периодически возникают сложности с логистикой из-за загруженности Восточного полигона РЖД. Однако закрыть все потребности ТЭЦ местной ресурсной базой проблематично. Запасы Северо-Восточного разреза, с которого поставляется топливо на Райчихинскую ГРЭС, истощаются. На Ерковецком месторождении добыча наращивается, но возможности увеличить отгрузки на Благовещенскую ТЭЦ у него отсутствуют, утверждает губернатор.

Получить оперативно комментарий от АО «Русский уголь» не удалось. Недавно компания информировала о планах по увеличению в 2024 году годового объема добычи на Ерковецком разрезе с прошлогодних 2,1 млн до 2,3 млн тонны за счет внедрения комбинированной системы вскрыши горной породы. Значительные ресурсы данного месторождения, около трех млрд тонн угля, дают возможности для дальнейшего роста производственных мощностей месторождения, отмечали в угледобывающем холдинге.

Не дыми на соседа

Региональные власти предлагает поэтапно газифицировать главную теплоэлектроцентраль области. Помимо снятия зависимости от привозного угля, в областном правительстве указывают на экологический аспект проблематики. Сегодня объем выбросов загрязняющих веществ (диоксида азота и серы, оксида углерода, неорганической пыли, содержащей двуокись кремния, и т.п.) со стороны Благовещенской ТЭЦ превышает 46 тыс. тонн в год. После газификации объекта они должны сократиться в шесть раз — до 7,6 тыс. тонны.

«Со стороны китайского правительства на постоянной основе в адрес правительства Амурской области поступают обращения с просьбой принять меры для снижения негативных выбросов от ТЭЦ в сторону граничащего с Благовещенском города Хэйхэ», – сообщил Василий Орлов.

Благовещенская ТЭЦ ночью. Фото: АО «ДГК»

Уровень газификации области в настоящий момент составляет 2,4%. Перевод только Благовещенской ТЭЦ на природный газ повысит его на 20% (к 2030 году), причем непосредственно по областному центру этот показатель приблизится к 85%. Кстати, в Хэйхэ основная теплоэлектроцентраль переведена на газ, который поступает из России. В будущем газификацию города местные власти планируют довести до 95%, отметил амурский губернатор.

«Мы лицо Российской Федерации на границе с Китаем. Китайцы отапливаются нашим газом и нас же упрекают, что мы дымим. Это, как минимум, не очень здорово», – заявил сенатор от Амурской области Иван Абрамов.

По словам председателя Совета по вопросам газификации субъектов РФ при Совфеде Андрея Кутепова, «РусГидро», в которую входит Дальневосточная генерирующая компания, планирует инвестиции в газификацию Благовещенской ТЭЦ. По расчетам, финансирование только с 2024 по 2027 год может составить 2,8 млрд рублей.

Как уточил гендиректор Дальневосточной генерирующей компании (ДГК) Константин Ильковский, объявлен конкурс на проектирование работ по газификации теплоэлектроцентрали по двум энергетическим и двум водогрейным котлам. Предполагается получить положительное заключение экспертизы в 2025 году, а осуществить проект в 2026-м. Модернизация ТЭЦ на этом не остановится. Другие три котла будут газифицированы в 2027-2028 годах.

«Это позволит существенным образом повысить надежность, эффективность работы Благовещенской ТЭЦ и увеличить выработку с целью преодоления тех дефицитов мощностей электроэнергии, которые сегодня складываются на территории Дальнего Востока», – резюмировал Константин Ильковский.

Мастер-план подкрался незаметно

Проект модернизации ТЭЦ в Благовещенске предполагает поэтапную газификацию. В частности, на первом этапе для теплоэлектроцентрали (в комбинированном газо-угольном режиме работы) понадобится 80 млн кубометров газа в годовом выражении, а при выходе на заключительную стадию – 990 млн кубометров или 2,6% от мощности газопровода «Силы Сибири».

Проблема заключается в том, что изначально перевод Благовещенской ТЭЦ на газ не был предусмотрен при создании этой газотранспортной системы и формировании программы газификации, напомнил член правления ПАО «Газпром» Владимир Марков. Тогда предполагалось лишь газоснабжение населения, и монополия работает над этим. Впоследствии вопрос пересмотрели на федеральном уровне. Согласно распоряжению правительства РФ от 29 декабря 2023 года, газификация ТЭЦ теперь определяется мастер-планом социально-экономического развития Благовещенска до 2030 года.

«По официальной позиции "Газпром" возможность газоснабжения Благовещенской ТЭЦ в необходимых объемах не подтверждает, так как они изначально не учитывались при проектировании "Силы Сибири". В программу развития газоснабжения и газификации Амурской области "Газпром" включил заявленный в 2020 году объем АО "ДГК" — это 12 млн кубометров, но только для использования в качестве резервного топлива на водогрейных котлах вместо мазута», – рассказал Василий Орлов.

В настоящее время «Газпром» осуществляет строительство газотранспортной инфраструктуры. Это газораспределительная станция и межпоселковый подвод трубы к Благовещенску. Но для работы ТЭЦ на новом виде топлива придется строить еще одну ГРС, поясняет глава области. В любом случае «Газпрому» необходимо пересмотреть балансы газа с поэтапным выделением необходимых лимитов газа для данного объекта генерации электричества и тепла, резюмирует он.

Мастер-план Благовещенска разрабатывается ВЭБ.РФ совместно с администрацией города и консалтинговой компанией КБ Стрелка.

Неожиданностью для газотранспортной системы стала не только газификация Благовещенской ТЭЦ, но также ГРЭС в Нерюнгри и котельной в Тынде (является одной из крупнейших в своем роде на Дальнем Востоке), говорит директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго России Артем Верхов. Только потребление газа Нерюнгринской ГРЭС может составить около двух млрд кубометров. Кроме того, потребности Алданского промышленного кластера на юге Якутии, связанного с Нерюнгри, оцениваются свыше пяти млрд кубометров.

«Это достаточно крупный объем, исходя из проектной мощности [трубопровода] в 38 млрд кубометров, которые сейчас "Сила Сибири" имеет, и есть четкие контракты на поставку газа. Здесь требуется детальная работа», – пояснил представитель министерства энергетики.

Основные показатели топливно-энергетического баланса (ТЭБ) Амурской области с учетом модернизации Благовещенской ТЭЦ должны быть подготовлены к середине мая этого года. Как отметил Владимир Марков, при рассмотрении перспективных планов нужно придерживаться здравого подхода, а не эмоций. В свою очередь Артем Верхов предлагает проработать тарифный вопрос, не станет ли это обременением для населения после газификации.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: обзор ТЭК ДФО – зима 2024 09.02.2024 01:00

Уголь

Ведущий дальневосточный угледобывающий регион, Якутия, по итогам минувшего года сократила объем добычи на 3% по сравнению с 2022 г., до 38 млн тонн. Тем не менее по объемам добычи каменного угля Якутия остается лидером на Дальнем Востоке. Основной объем добычи угля в республике обеспечивают Эльгинский угольный комплекс (ООО «Эльгауголь»), предприятия ООО «Колмар» и ХК «Якутуголь». Рост производственных показателей фиксируется только на Эльге. На экспорт в минувшем году из Якутии было отгружено 26 млн тонн угля, что сопоставимо с показателем 2022 г.

В начале текущего года резидентом ТОР «Южная Якутия» стала компания ООО «СТС-Уголь»^{^[1]} с инвестиционным проектом по добыче угля открытым способом на разрезе «Налымакитский» Чульмаканского каменноугольного месторождения в Нерюнгринском районе. Компания приобрела лицензию на объект в 2018 г. В год недропользователь рассчитывает добывать небольшой объем – 250 тыс. тонн угля.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

В других регионах отмечен рост угледобычи. Так, в Бурятии объем добычи угля по итогам 2023 г. составил 9,5 млн тонн, что на 10,56% превысило показатель 2022 г. Основной объем твердого топлива в республике обеспечил «Разрез Тугнуйский» (АО «СУЭК») на Никольском каменноугольном месторождении (Мухоршибирский район). По итогам года недропользователь произвел 6,5 млн тонн каменного угля, что на 14% превысило уровень 2022 г. Объем добычи бурого угля в Бурятии составил 3 млн тонн. Добычу вели ООО «Угольный разрез» (ПАО «Интер РАО ЕЭС») на Окино-Ключевском месторождении (Бичурский район), ООО «Бурятская горнорудная компания» на Гусиноозерском месторождении (Селенгинский район) и ООО «Восточно-Сибирская горная компания» на Загустайском (Селенгинский район) и Дабан-Горхонском (Еравнинский район) месторождениях.

Добыча угля в 2023 г. заметно выросла в Амурской области – на 18,5% по сравнению с 2022 г., до 4,5 млн тонн. В том числе «Огоджинская угольная компания» («Эльгауголь») в три раза по сравнению с прошлым годом увеличила добычу на Огоджинском месторождении каменного угля (Селемджинский район) – до 1,4 млн тонн. Тем временем «Амурский уголь» (холдинг «Русский уголь») на разрезах Ерковецкий (Октябрьский район) и Северо-Восточный (Райчихинск) произвел 2,9 млн тонн бурого угля.

Наиболее значительный угледобытчик Сахалинской области, «Солнцевский угольный разрез» («Восточная горнорудная компания»), в 2023 г. произвел на Солнцевском месторождении (Углегорский район) 13,2 млн тонн каменного угля, что на 17% больше, чем годом ранее. Отгрузки угля на экспорт через принадлежащий ВГК порт Шахтерск составили 13,1 млн тонн, что является историческим максимумом порта по перевалке угля.

В Чукотском АО добывающее каменный уголь ООО «Берингпромуголь» (австралийская компания Tigers Realm Coal) по итогам января-ноября 2023 г. получило на месторождении Фандюшкинское поле 1,45 млн тонн угля, что на 3% больше, чем за аналогичный период 2022 г. В декабре минувшего года Главгосэкспертиза РФ по результатам рассмотрения инженерных изысканий выдала компании «Берингпромуголь» положительное заключение на ввод в промышленную эксплуатацию обогатительной фабрики «Беринговская» мощностью 900 тыс. тонн коксующегося угля в год.

Ведущее в регионе добычу бурого угля ОАО «Шахта Угольная» за январь-ноябрь 2023 г. обеспечило 111,32 тыс. тонн на Анадырском месторождении, что на 19% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Предприятие продолжало увеличивать отгрузки твердого топлива основным заказчикам – Анадырской ТЭЦ, Эгвекинотской ГРЭС, объектам «Чукоткоммунхоза».

Следует отметить, что угледобывающие регионы согласовали с «РЖД» объемы вывоза угля на экспорт в восточном направлении по квоте. Для Якутии была согласована квота в 26,3 млн тонн, для Бурятии – 8,5 млн тонн, для Иркутской области – 3,3 млн тонн. Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались, но по предварительным данным, из Якутии было вывезено 26 млн тонн, из Бурятии – 8,1 млн тонн, что сопоставимо с квотой на 2024 год.

Между тем иркутское угледобывающее предприятие «Востсибуголь» (En+ Group, подконтрольно ПАО «Иркутскэнерго») в конце декабря минувшего года обратилось в Генпрокуратуру и ФАС с жалобой на несправедливое распределение квот на вывоз угля на экспорт. В компании указывают, что экспорт угля из Иркутской области с 2016 г. вырос в 2,3 раза, до 3,28 млн тонн (в 2022 г.), в то время как квота «Востсибугля» за данный период увеличилась только на 3,8%, до 979,8 тыс. тонн. Доля компании в экспортных отгрузках региона за 2016-22 гг. упала с 66,6% до 29,8%. Экспортные квоты перераспределяются в пользу небольших предприятий - угольных разрезов Иретский (ООО «Разрез Иретский»^{^[2]}), Забитуйский, Харанутский (ООО «Харанутский угольный разрез»^{^[3]}), Герасимовский (ООО «Угольная компания Бурятии»^{^[4]}). В руководстве «Востсибугля» недовольны тем, что при распределении квот между предприятиями не учитывается общий объем добытого угля конкретной компанией, объемы низкомаржинальных поставок на внутренний рынок^{^[5]}, выполнение социальных обязательств и инвестиционная деятельность.

Нефть

Неопределенная ситуация сохраняется вокруг шельфовых проектов Сахалина. Так, возникли проблемы с поставкой нефти проекта «Сахалин-1»^{^[6]} (марка Sokol^[7], сорт является премиальным и торгуется выше установленного потолка цен для российской нефти в 60 долларов за баррель) в Индию. В декабре 2023 г. Индия перестала принимать партии российской нефти, в результате более десятка танкеров ожидают дальнейших распоряжений, оставаясь в море.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

В министерстве нефти и газа Индии объяснили проблемы российских танкеров с выгрузкой нефти в индийских портах ужесточением контроля над потолком цен на нефть, введенным странами G7, и санкциями в отношении судоходных компаний^{^[8]}. В случае несоответствия российских цен, Индия готова осуществлять закупки нефти в ОАЭ, Ираке, Саудовской Аравии, а также Венесуэле (всего Индия импортирует 85% нефти). Известно, что у проекта «Сахалин-1» возникли затруднения при открытии счета в ОАЭ для новой компании, через которую предполагалось осуществлять платежи за нефть, поставляемую в Индию. При этом индийская сторона исключала наличие проблем с платежами. На фоне ослабления спроса на нефть на мировых ранках, индийское правительство может рассчитывать добиться от России более выгодных условий контрактов.

В конце января стало известно, что два танкера с сахалинской нефтью все же двинулись в направлении портов Индии. Речь идет о танкере Jaguar, направляющемся в порт Вадинар (партия предназначена для НПЗ Nayara Energy^{^[9]}), и танкере Seagull, который 5 февраля должен прибыть в порт Вишакхапатнам, где расположен НПЗ Hindustan Petroleum (дочерняя структура ONGC, которая владеет 20% в «Сахалине-1»). По предварительным данным, изначально нефть предназначалась для наиболее крупного индийского нефтепереработчика Indian Oil Corporation, но стороны не договорились об условиях – в том числе о валюте платежа. По этой причине нефть перенаправлена на принадлежащие акционерам «Сахалина-1» заводы. Около 9 млн баррелей сахалинской нефти все еще хранятся в танкерах на воде.

Газ

Тем временем в соответствии с подписанным в январе 2023 г. указом президента РФ, аудит, который российские власти осуществляют в отношении британско-нидерландской компании Shell в связи с ее выходом из шельфового проекта «Сахалин-2»^{^[10]}, будет в том числе предусматривать ущерб, нанесенный «Газпрому» отказом принять новую систему оплаты поставок российского газа (перевод в рубли). Ранее в отношении Shell предполагалось провести финансовый, экологический и технологический аудит (предусмотрен указом президента, подписанным в марте 2022 г.). По итогам аудита предполагается определение размера задолженности перед российскими поставщиками газа.

В июне 2022 г. «Газпром» сообщал, что полностью прекратил поставку газа Shell в связи с отказом компании перейти на оплату в рублях. Контракт между «Газпром экспортом» и Shell Energy Europe Limited предусматривает поставку газа в Германию в объеме до 1,2 млрд куб. м в год. Напомним, что Shell ранее проинформировала российские власти и других акционеров, что не будет входить в состав совладельцев российского оператора проекта (ООО «Сахалинская энергия», подконтрольное «Газпрому»). Доля Shell (27,5%) была оценена в 94,8 млрд рублей. Правительство РФ одобрило сделку по продаже данной доли «НОВАТЭКу», но процесс передачи все еще не завершен. Среди других иностранных акционеров проекта заявки на получение пакетов, аналогичных долям в Sakhalin Energy, направили японские Mitsui & Co. (12,5%) и Mitsubishi Corporation (10%)^{^[11]}.

При этом в рамках двенадцатого пакета санкций Евросоюза в отношении РФ проект «Сахалин-2» освобожден от соблюдения потолка цен на нефть до 28 июня 2024 г. По регламенту Совета Евросоюза, от ценовых ограничений могут быть освобождены проекты, имеющие большое значение для энергетической безопасности третьих стран – «Сахалин-2» важен для обеспечения энергетической безопасности Японии. Минфин США также освободил «Сахалин-2» от запрета на морские перевозки российской нефти и соблюдения ценового потолка до 28 июня 2024 г. (для поставок, предназначенных для Японии).

Что касается экспорта в КНР газа по газопроводу «Сила Сибири», то по итогам минувшего года «Газпром» поставил в Китай 22,7 млрд куб. м, что на 700 млн куб. м превысило контрактные обязательства, и в 1,5 раза превысило результат за 2022 г. В 2021 г. объем поставок по «Силе Сибири» составил 10,39 млрд куб. м, в 2022 г. – 15,4 млрд куб. м. 31 января «Газпром» сообщил об обновлении суточного рекорда поставок в КНР по газопроводу.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

Напомним, что проектная мощность «Силы Сибири» составляет 38 млрд куб. м газа в год, выход на нее ожидается в 2025 г. До конца 2024 г. «Газпром» рассчитывает вывести на проектную мощность Чаяндинское газоконденсатное месторождение в Якутии (ресурсная база «Силы Сибири») – до 25 млрд куб. м газа в год. Между тем на Ковыктинском месторождении (Иркутская область) до конца 2024 г. должна начаться подача газа через установку комплексной подготовки газа (УКПГ-3) в «Силу Сибири».

Тем временем в планах по строительству газопровода «Сила Сибири-2» мощностью 50 млрд куб. м газа^{^[12]} в год все еще мало конкретных данных. Переговоры по проекту с китайской стороной затягиваются. В конце января премьер-министр Монголии Л.Оюун-Эрдэнэ сообщил, что РФ и Китаю предстоит согласовать детали проекта, в том числе экономические. Он отметил, что стороны все еще проводят расчеты и оценивают экономические выгоды. В июле прошлого года Л.Оюун-Эрдэнэ сообщал об ожиданиях начала строительства газопровода в 2024 г. Тем временем вице-премьер А.Новак в январе называл сроком окончания строительства 2029 г. При этом он отмечал, что сроки строительства и основные технико-экономические показатели газопровода будут окончательно обозначены после подписания обязывающих соглашений с китайской стороной.

Для КНР приоритетным является вопрос получения больших скидок на топливо и вместе с тем отсутствует заинтересованность в осуществлении значительных инвестиций в создание новой газотранспортной инфраструктуры^[13]. При этом российская сторона рассчитывает добиться более выгодных условий по сравнению с контрактом по «Силе Сибири» (подписан в 2014 г.), поскольку в настоящее время, исходя из анализа данных о платежах китайского правительства, РФ получает за поставки трубопроводного газа меньше, чем Туркменистан и Узбекистан.

В сфере переработки «Газпром» в декабре 2023 г. запустил третью технологическую линию Амурского газоперерабатывающего завода в Амурской области (г. Свободный). Статус реализации проекта составил 90,84%. На четвертой технологической линии ведется подготовка к началу пусконаладки, на пятой и шестой линиях начались строительно-монтажные работы.

Мощность каждой технологической линии ГПЗ составит 7 млрд куб. м газа в год, проектная мощность предприятия – 42 млрд куб. м газа в год. Ввод линий завода синхронизирован с ростом объемов транспортировки газа по газопроводу «Сила Сибири». Ежегодно планируется выпускать около 2,4 млн тонн этана, 1,5 млн тонн сжиженных углеводородных газов (СУГ), 200 тыс. тонн пентан-гексановой фракции, а также 60 млн куб. м гелия.

На Амурском газохимическом комплексе «СИБУРа» в Амурской области (г. Свободный) в декабре завершились строительно-монтажные и пуско-наладочные работы на подстанции 500 кВт. Объект будет осуществлять электроснабжение завода базовых полимеров (планируемое годовое производство полиэтилена – 2,3 млн тонн, полипропилена – 0,4 млн тонн). Было получено разрешение Ростехнадзора на подачу напряжения для проведения комплексных испытаний оборудования. После пуска напряжения оператор проекта приступит к наладке основного технологического оборудования завода. Запуск ГХК намечен на 2027 г.

[1] Владельцы – В.Тубольцев, ООО «Сахатехсервис».

[2] Учредители – Е.Сидоренко, Е.Драбкин.

[3] Принадлежит ООО «Востсибдобыча» (учредители – Л.Хойкова и И.Зангеев).

[4] Учредитель – ООО «Интер РАО – Стройинвест» (Москва).

[5] Компания является основным производителем и поставщиком энергетического угля в Иркутской области. Около 85% продукции предприятия ежегодно закупает «Иркутскэнерго».

[6] Совладельцы проекта – «Роснефть», индийская ONGC и японская SODECO. В конце 2022 г. проект перешел в управление «Роснефти» (20% в проекте). Японская Sodeco и индийская ONGC сохранили свои доли (30% и 20% соответственно), а долю американской ExxonMobil (30%) российское правительство РФ намерено продать.

[7] Месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги.

[8] Санкции были введены в отношении компании Sun Ship Management (ОАЭ), управляющей танкерами «Совкомфлота».

[9] 49,13% НПЗ владеет «Роснефть».

[10] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения сахалинского морского шельфа.

[11] Заявки были одобрены правительством РФ.

[12] Предварительная протяженность – 6,7 тыс. км по территории России, Монголии и Китая (в том числе 2,7 тыс. км по территории РФ).

[13] «Газпром» также не заинтересован в строительстве инфраструктуры за свой счет на фоне сокращения инвестиционной программы на 20% - до 1,573 трлн рублей.

Читать полностью

Экономика

«Темпы роста электропотребления в ОЭС Востока в два раза выше показателей по стране» 27.12.2023 05:30

– Виталий Леонидович, вряд ли ошибусь, если предположу, что главным событием 2023 года стало обеспечение готовности одного из ваших подразделений – Тихоокеанского РДУ – к принятию функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока. Как шёл процесс, всё ли было гладко?

– Действительно, одним из ключевых результатов нашей деятельности в текущем году можно назвать успешную подготовку к централизации функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Камчатского края, Магаданской, Сахалинской областей и Чукотского автономного округа. Главная сложность состояла в том, что масштабная работа должна была быть проведена в сжатые сроки. Фактически в течение полутора лет с момента принятия соответствующих поправок в федеральный закон «Об электроэнергетике» был проведен целый комплекс мероприятий: подготовлена необходимая документация, сформирована структура управления новыми для нас энергосистемами, налажено взаимодействие с организациями, исторически осуществлявшими функции оперативно-диспетчерского управления, создана необходимая технологическая инфраструктура, включая используемые для управления режимами информационно-управляющие системы и программно-аппаратные комплексы.

Важным вопросом стало также создание и организация работы обособленных подразделений Системного оператора в Магадане, Южно-Сахалинске и Петропавловске-Камчатском и формирование их кадрового состава. Кроме того, была реализована программа повышения квалификации диспетчерского персонала с учетом специфики изолированно работающих энергосистем и требований Системного оператора.

17 ноября 2023 года – в день подписания Акта готовности – на главном диспетчерском мониторе ОДУ Востока стало «теснее». фото: EastRussia

В результате все запланированные мероприятия были реализованы в полном объеме и точно в установленный срок. Это подтвердили и результаты проверки, проведенной совместной комиссией Системного оператора и «РусГидро». Члены комиссии особо отметили, что задача по приему новых функций была решена при сохранении стабильной работы энергетических комплексов изолированных регионов и требуемого уровня надежности энергоснабжения потребителей в течение всего переходного периода.

– Как присоединение этих систем скажется на дальнейшем их развитии? Ведь они, по сути, остались изолированными?

– Расширение зоны диспетчерской ответственности Системного оператора позволит применять в ТИТЭС накопленный компанией опыт и компетенции, перейти на принятые в ЕЭС России единые принципы организации работы энергокомплекса, обеспечить экономически и технологически обоснованный подход к их развитию с опорой на инновационные технологии. В частности, в перспективе на некоторых контролируемых сечениях планируется внедрить используемую Системным оператором систему мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Технология позволяет увеличить использование пропускной способности электрических сетей, то есть увеличить величину передаваемой по ЛЭП мощности на 10-15%, что эквивалентно строительству объектов генерации или электросетевых объектов в том же объеме. Учитывая удаленность этих регионов и суровые климатические условия применение в них самых современных технологий управления энергосистемами особенно важно. Кроме того, для сохранения устойчивости работы энергосистем в ТИТЭС при возникновении аварийных возмущений, в недалеком будущем, планируется создание централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА), проектирование и внедрение автоматического регулирование частоты и мощности (АРЧМ), внедрение системы доведения планового задания мощности на объектах генерации (СДПМ).

– Есть ли планы по реальному присоединению этих систем к ЕЭС России, или это нецелесообразно?

– Это нецелесообразно, в первую очередь, по экономическим критериям. Слишком большие расстояния разделяют эти энергосистемы и синхронную зону. Технически возможно построить линии электропередачи, связывающие в единый технологический комплекс энергообъекты, находящиеся за тысячи километров друг от друга. Но такой шаг потребует гигантских инвестиционных вложений, несопоставимых с ожидаемым эффектом. Так что пока мы не видим предпосылок для таких решений. Возможно, в перспективе с развитием транспортного коридора на Сахалин будет технически и экономически обосновано присоединение островной энергосистемы к ЕЭС России.

– В этом году ОДУ Востока отметило своё 55-летие. В исторической справке на сайте Управления говорится, что «на первом этапе ОДУ возглавило процесс объединения разрозненных, несинхронно работающих энергосистем Дальнего Востока в единый технологический организм». Что значит – «несинхронно работающие энергосистемы»? Как выглядит ситуация сейчас – какими объёмами и масштабами измеряется деятельность ОДУ Востока?

– До момента создания Объединенной энергосистемы на территории Дальнего Востока функционировали 3 энергосистемы, каждая из которых работала изолированно, со своей частотой электрического тока. В результате возможности социально-экономического развития каждого из регионов ограничивались мощностью электростанций, работающих в составе территориальной энергосистемы, и наоборот – невостребованные резервы мощности, имеющиеся на других территориях, не могли использоваться в дефицитных районах. Формирование энергообъединения позволило более эффективно использовать территориально распределенные генерирующие мощности, повысить устойчивость и надежность электроснабжения за счет взаимного резервирования и организации перетоков электроэнергии и мощности. Так, после объединения энергосистем появилась возможность использования на предприятиях Хабаровского края электроэнергии, производимой на строящейся в Амурской области Зейской. ГЭС или электростанциях Приморского края.

В 1970 году, когда впервые были включены на параллельную работу Амурская и Хабаровская энергосистемы, суммарная мощность электростанций, вошедших в образованную объединенную энергосистему Востока, составляла 683 МВт. К настоящему времени установленная мощность электростанций объединенной энергосистемы возросла более чем в 16 раз до 11 212 МВт. Потребление электроэнергии в 2022 году в ОЭС Востока составило 44,5 млрд. кВт.ч. В 2023 году этот показатель вырос, как ожидается, по итогам года он составит 45,7 млрд. кВт.ч.

– В этом году были введены в эксплуатацию новые и модернизированные объекты генерации. Что означают подобные события для ОДУ Востока, как они сказываются на его работе?

– Из модернизированных объектов генерации в этом году уже введен энергоблок Приморской ГРЭС мощностью 110 МВт. До конца года на этой станции будет введен еще один энергоблок мощностью 210 МВт, а в следующем году – еще два энергоблока мощностью 210 МВт и 215 МВт. Также до конца 2023 года ожидаем ввод после реконструкции турбоагрегата на Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 120 МВт. Отмечу, что это не вводы нового оборудования в привычном понимании, а глубокая модернизация существующих объектов.

Приморская ГРЭС — крупнейшая тепловая электростанция Дальнего Востока. С 2022 по 2025 годы СГК модернизирует все девять энергоблоков суммарной мощностью 1467 МВт. Электроэнергия необходима для развития Транссиба и Приморского края
фото: Сибирская генерирующая компания

Суммарная величина мощности оборудования, модернизация которого должна завершиться в этом и следующем году, составляет 750 МВт. При этом прирост потребления в следующем году ожидается более 800 МВт к текущему уровню. Для улучшения ситуации в ОЭС ввода такого объема генерации недостаточно, режимы работы в следующем году будут оставаться напряженными.

Ближайший ввод новых генерирующих мощностей, а именно двух энергоблоков единичной мощностью 215 МВт на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии, запланирован на 2025 год.). При этом потребление мощности ориентировочно вырастет еще на 400 МВт.

– В начале этого года, а затем и летом, на территории Якутии, Приамурья и Приморья отмечались максимальные уровни потребления мощности – чем это было вызвано и каков объём энергопотребления в регионах Дальнего Востока в целом? О чём «говорят» эти показатели?

– Рост уровня потребления на территориях Якутии, Приморья и Приамурья определяется как климатическими факторами (летом – затраты электроэнергии на кондиционирование, зимой – на обогрев и освещение), так и ростом нагрузки крупных промышленных предприятий: объектами по перекачке нефти ВСТО, Амурским газоперерабатывающим заводом, заводом «Амурметалл», новыми потребителями «Эльгауголь», ГОК «Нежданинский», предприятиями добывающей промышленности. Также на величину потребления мощности оказывает влияние строительство Амурского газохимического комбината и переменная нагрузка ОАО «РЖД».

Максимальное потребление мощности в объединенной энергосистеме Востока на 22 декабря 2023 года составило 7883 МВт. Однако это не предел. Новые максимумы потребления мощности фиксируются буквально ежедневно. Согласно прогнозному балансу мощности в отопительный период 2023-2024 годов, в декабре в ОЭС Востока прогнозируется прирост потребления до 8011 МВт.

В целом на фоне экономического роста электропотребление в ОЭС Востока растет опережающими темпами, более чем в два раза превышая усредненные показатели по стране. Системный оператор прогнозирует сохранение этой динамики вплоть до 2029 года. По нашим расчетам, для удовлетворения растущего спроса необходимо дополнительно ввести более 1300 МВт новой генерации. Этот показатель заложен в разработанную Системным оператором и утвержденную Министерством энергетики Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2024–2029 годы.

– Какие отраслевые события, по-Вашему, сформируют облик грядущего 2024 года?

– Знаковых событий ожидаем несколько. Естественно, к каждому из них мы тщательно готовимся.

Это, во-первых, принятие с 1 января функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока, о чём выше уже было сказано. Помимо решения текущих задач по управлению режимами ТИТЭС с нового года Системный оператор будет определять и магистральные направления их перспективного развития. Впервые в истории отрасли – в соответствии с требованиями федерального законодательства – эти планы будут включены в разрабатываемую АО «СО ЕЭС» Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2025–2030 годы. В 2024 году Системный оператор разработает еще один основополагающий в сфере перспективного планирования документ – Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики на перспективу 18 лет до 2042 года. В нем будет, в частности, определена структура генерирующих мощностей, в том числе с учетом принятого в стране курса по достижению углеродной нейтральности к 2060 году.

Еще одним ключевым событием станет переход к целевой модели конкурентного рынка электрической энергии и мощности на территориях неценовых зон, к которым относится и ОЭС Востока. С 1 июля 2024 года ожидается включение энергосистемы Востока в общероссийский оптовый рынок электроэнергии и мощности. Этот шаг позволит повысить эффективность работы электроэнергетического комплекса и будет способствовать привлечению в энергетику региона необходимых для поддержания темпов экономического развития инвестиций. Кроме этого, мы ожидаем решений Правительства РФ по развитию генерации в ОЭС Востока, в том числе углеродно-нейтральной –солнечной и ветровой. С учетом высокой скорости строительства ВЭС и СЭС, реализация этих проектов позволит в значительной мере покрыть прогнозируемый дефицит электроэнергии и повысить надежность электроснабжения потребителей востока страны.

Читать полностью

Экономика

ТЭЦ с протянутой трубой 15.12.2023 07:35

В конце ноября 2023 г. Управление Федеральной антимонопольной службы России по Хабаровскому краю организовало круглый стол для предпринимателей по вопросам подключения к инженерным сетям. Подобная практика призвана облегчить диалог между представителями застройщиков, инвесторов, хозяйствующих субъектов и ресурсоснабжающих предприятий. В присутствии специалистов Хабаровского УФАС России «туман непонимания» по многим вопросам рассеивается в считанные минуты, но в случае с ключевым звеном энергоснабжения Хабаровска всё оказалось не так просто.

Хабаровская ТЭЦ-4 строится по государственной программе модернизации тепловой энергетики России. Она должна заменить Хабаровскую ТЭЦ-1 1954-го года пуска и строится на её же территории. Работы по проектированию начались ещё в 2015 году. Электрическая мощность новой теплоцентрали, как следует из ответа РусГидро на запрос EastRussia, увеличена «с 320,8 МВт до 410 МВт», работать она будет на природном газе и потреблять его до 234,172 тыс. м³/ч. К слову, часть энергоблоков ТЭЦ-1 тоже работает на газе, но объем потребления почти в два раза меньше – 120 тыс. м³/час. Строить ТЭЦ-4 начали в 2021-м, запуск в эксплуатацию намечался на 2024 год, теперь на 2027. Некоторые объекты станции уже построены и введены в эксплуатацию: станция насосной подпитки теплосети (НПТС), три бака аккумулятора и компрессорная станция.

ТЭЦ-4 должна снабдить электричеством и теплом население, социальные и промышленные объекты самого большого района Хабаровска – Индустриального, где проживает почти четверть миллиона человек, а также обеспечить развитие краевого центра на перспективу. Казалось бы, такому объекту кругом зелёный свет, но о том, что имеющаяся газовая инфраструктура не в силах утолить аппетит новой структуры было известно практически сразу. В мае 2022 года генеральный директор компании «Газпром газораспределение Дальний Восток» Георгий Шперлинг отмечал, что мощности двух действующих в городе ГРС-1 и ГРС-3 уже исчерпаны.

«Раздать для Хабаровска и близлежащих посёлков больше газа мы просто не можем. Новую ГРС-2 мы планируем запустить в 2024 году», – сказал он. (цитата по изданию «Хабаровский край сегодня»). Вроде бы и взятки гладки – не к чему подключать, вот и нет ТУ, и договора на подключение.

Но почему тогда с 2019 года – с момента включения ТЭЦ в госпрограмму – энергетики безуспешно и настойчиво пытаются получить документацию на подключение к газу?

«Несмотря на уровень объекта несмотря на то, что мероприятия по строительству ГРС включены в схемы Газпрома, под разными предлогами, что сеть не построена, что тариф не определён, получаем отказы, – отметил в своём выступлении на круглом столе Виталий Руденко, начальник управления технологического присоединения Дальневосточной генерирующей компании. – То есть для строительства как такового, нам и всем инвесторам, технические условия нужны не на стадии строительства, а на стадии проектирования.

Мы там частично вопрос самостоятельно решали за счёт того, что у нас объект строится на площадке хабаровской ТЭЦ-1, поэтому у нас объект подключён как таковой, поэтому мы какой-то период времени это смогли этот вопрос закрыть, но концептуальный вопрос не решается с выдачей технических условий, заключения договоров по газоснабжению объектов энергетики».

Со слов Виталия Руденко, по вопросом подача документации на госэкспертизу.
«Мы сейчас вносим корректировку в проект в связи с заменой оборудования с импортного на российское. Сейчас в этом году проект корректировку пройдёт, мы зайдём на экспертизу, нам не с чем заходить.

Я понимаю, что ГРС-2 не построена… в программе она есть. Сроки есть. Даже строительство участка газопровода есть. … вот бумаги конкретно нет. А инвестору, любому другому потребителю, который планирует строительство, если у них у него нет технических условий, то он не может объект спроектировать и начать какое-то строительство… Мы, понимая, анализируя ответы Газпрома, видим, что это уже газовая труба должна к участку подвестись. После этого мы получим договор на технологическое присоединение. Но тогда это будет к какому-то земельному участку, но не к какому-то объекту. Потому что объект невозможно построить и спроектировать при отсутствии технических условий».

В ответе РусГидро на запрос EastRussia, говорится, что для получения технических условий на технологическое присоединение ТЭЦ-4, АО «Газпром газораспределение Дальний Восток» необходимо ускорить процессы изысканий, проектирования и строительства газопровода от ГРС-2. Со своей стороны ПАО «РусГидро» направило письмо на имя генерального директора ООО «Газпром межрегионгаз» Густова С.В. «О выдаче технических требований» с просьбой выдачи технических требований на подключение (технологическое подключение) Объекта «Хабаровская ТЭЦ-4» для заключения договора технологического присоединения, разработки проектно-сметной документации и получения положительного заключения государственной экспертизы по указанному объекту.

Запрос EastRussia в «Газпром газораспределение Дальний Восток» остался без ответа.

Из Министерства энергетики Хабаровского края ответ поступил уже в день публикации – 15 декабря 2023 г. В письме за подписью министра В.С. Михалёва говорится:

«В ходе совещания ПАО «Газпром» дано поручение выдать ТУ на подключение к газораспределительным сетям ТЭЦ-4, информация о сроках выполнения поручения будет направлена после получения министерством энергетики края протокола совещания».

Разумеется, никто не сомневался в том, что такой социально и экономически значимый объект будет подключен к газоснабжению, получит техусловия и всё надлежащее документальное оформление. Но дыма без огня, как и тепла с электричеством без газа (как в этом случае) не бывает. Хотя, возможно, это обычная практика, когда выдача техусловий на подключение новой ТЭЦ обсуждается на совещании федерального министра.

Читать полностью

Экономика

Золе закон не писан: что тормозит использование золошлаков в РФ 19.10.2023 06:00

Ежегодно угольные тепловые электростанции в России вырабатывают 18 млн т золошлаков. Между тем только 20% золошлаковых отходов (ЗШО) вовлекается в хозяйственный оборот от годового объема отходов. Для сравнения, в КНР доля утилизации в настоящее время составляет более 70%. Китайский опыт может быть полезен для участников рынка, в то же время для системного вовлечения ЗШО важны не только современные технологии переработки, но и развитие правоприменительной практики.

От автодорог до свалки

В 2022 году правительством РФ утвержден комплексный план по повышению утилизации золошлаков, которых уже накоплено в стране 1,3 млрд т. Регионам с угольной генерацией (доля угля в энергобалансе страны составляет 15%) было рекомендовано разработать и утвердить системные меры по увеличению объема вторичного использования ЗШО. На сегодняшний день пять субъектов РФ утвердили соответствующие программы, еще 13 разрабатывают такие документы, проинформировал на прошедшей Российской энергетической неделе директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов.

Министерство при поддержке Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) разработало интерактивную карту золоотвалов ТЭС на территории страны с информацией о поставщиках золошлаков, объемах и их химическом составе.

Определенные шаги предприняты непосредственно энергетическими компаниями. «РусГидро», которая в своей структуре имеет значительный объем теплогенерирующих активов, поэтапно переводит ТЭС на сжигание природного газа. При этом компания реализует комплекс мер по крупнотоннажной утилизации ЗШО. В 2021-2023 годах покупателям, преимущественно производителям газобетона, отгружено 155 тыс. т золы с Благовещенской ТЭЦ, Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Майской ГРЭС. Конечно, это немного, учитывая, что угольные станции в ДФО ежегодно вырабатывают до 1,8 млн т отходов.

ЗШО используются и самими энергетиками. К примеру, для реализации «РусГидро» крупного рекультивационного проекта, связанного с карьером Силинский в Приморье. На протяжении ряда лет грунт из него использовался для отсыпки и наращивания дамб золоотвалов Артемовской ТЭЦ. В 2023 году на рекультивацию карьера будет направлено 273 тыс. т золы этой электростанции, что равнозначно ежегодному объему ее отходов. Всего в ходе реализации данного проекта планируется использовать более 2,5 млн т золошлаков. После восстановления растительности карьер передадут в муниципальную собственность.

Как сообщил директор департамента стратегических сделок ПАО «РусГидро» Дмитрий Беляев, подобный опыт компания собирается масштабировать на Дальнем Востоке, он охватит другие карьеры, полигоны, свалки ТКО. «Зола – дешевый и доступный материал, который готов к погрузке на транспорт и использованию», – отметил менеджер.

Стратегия вовлечения ЗШО в производственный цикл принята «Сибирской генерирующей компанией» (СГК). Ежегодно ее объекты (в составе СГК насчитывается 27 тепловых электростанций в девяти регионах) вырабатывают 8 млн т золошлаковых материалов, из которых 2,5 млн т идут на рекультивацию земель, а 600 тыс. т золы-уноса (сухая зола) реализуются коммерческим образом.

По словам исполнительного директора ООО «Сибирская генерирующая компания» Павла Барило, планируется изменить структуру применения золошлаков таким образом, чтобы к 2035 году выйти на сбыт золы-уноса до 2,5 млн т в год. При этом в планах – активизировать работу с предприятиями стройиндустрии и дорожной отрасли, которые в свою очередь смогут экономить на потреблении цемента. «Применение золы-уноса при строительстве монолитных оснований дорожного полотна позволит экономить от 20% до 100% валового количества используемого цемента», – рассказал завкафедрой «Строительных материалов и автомобильных дорог» Алтайского государственного технического университета Геннадий Овчаренко.

В СГК намечен ряд перспективных проектов с общими инвестициями 1,9 млрд руб. В частности, серьезные объемы пригодного к переработке сырья должна дать Приморская ГРЭС в Лучегорске. За счет создания на станции системы отбора сухой золы можно будет ежегодно утилизировать 470 тыс. т отходов.

По китайскому рецепту

Хотя в России только происходит становление рынка утилизации продуктов сгорания, уже возникает устойчивый спрос на соответствующее оборудование и технологии, которых в стране не хватает. Как следствие, заинтересованные участники процесса обращают внимание на опыт и технические достижения на китайских коллег.

Проблема с ЗШО для Китая также достаточно актуальна. В КНР накоплено 3,5 млрд т золошлаков, при этом Поднебесная не собирается отказываться от угольной генерации. Мировое потребление угля, несмотря на климатическую повестку, продолжит расти, прогнозирует руководитель по консалтингу Аналитического центра ТЭК Денис Дерюшкин. Сейчас оно составляет порядка 8,3 млрд т в ежегодно, в 2030 году, согласно базовому сценарию, возрастет почти до 8,6 млрд, а по оптимистичному – до 8,8 млрд т. При этом на Китай придется 53% потребления. С одной стороны, Поднебесная сократит импорт энергетического угля, по разным оценкам в 4-5 раз, с другой, внутри страны будет вводиться много добывающих активов, предсказывает эксперт.

«Мы должны повышать, и сейчас это происходит, уровень новой энергетики, но мы также должны делать старую энергетику более зеленой», – сформулировал задачу директор Исследовательского центра цифрового развития провинции Сычуань Юй Сяо.

В КНР ежегодно образуется 600 млн т золошлаков, и за последние десятилетия там сделан значительный прогресс в совершенствовании системы переработки отходов. В настоящее время доля утилизации ЗШО превышает 70%.

«Здесь важен не только и не столько относительный показатель, ключевая цифра – валовый объем вовлечения в хозяйственный оборот. Потому что, если посмотрим на объемы образования золошлаков, [в Китае] они многократно превышают образования в нашей стране – где-то в 30 раз», – сообщила генеральный директор Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) Ирина Золотова.

В отличие от России в КНР и более диверсифицированная база. По словам И. Золотовой, сегодняшняя модель утилизации ЗШО в РФ подразумевает преимущественно вовлечение золошлаков в низкомаржинальные, не высокотехнологичные области применения. Примерно 36% золошлаков идет на рекультивацию земель, горных выработок, обратную засыпку. В Китае в рекультивационной сфере применяется менее 5% ЗШО. Причем 49% отходов идет в производство цемента, 23% – кирпичей, 16% – бетона. Небольшой процент, но эта доля постепенно растет и в объемном выражении сейчас сопоставима с общим уровнем отходов, образуемых в России, связан с извлечением из золы оксида алюминия.

«Однажды на фоне возросшего спроса на алюминий в Китае возник дефицит глинозема. При этом зола, образующаяся от сжигания углей, содержит большую долю оксида алюминия (порядка 25%). Это позволило рассматривать золошлаковый материал как источник сырья», – рассказал Павел Барило.

Данную технологию Китай освоил в начале XXI века, на сегодня там построено не менее 10 глиноземных заводов. «Мы изучаем их опыт потому, что у нас есть свое идеальное сырье – зола Рефтинской ГРЭС, которая практически на 30% состоит из оксида алюминия», – пояснил исполнительный директор «Сибирской генерирующей компании».

Извлечение глинозема, правда, зависит от химического состава угля, который сжигается. «Наши золы достаточно бедны оксидом алюминия, – уточнил директор департамента стратегических сделок «РусГидро». – Поэтому прежде всего мы пытаемся найти рецепт извлечения оксидов легких металлов, редкоземельных металлов для того, чтобы их можно было вовлекать в более высокотехнологичное производство».

По словам Дмитрия Беляева, компания привлекла команду химиков-технологов из Санкт-Петербурга. Но даже получив технологию лабораторного расщепления золы, встанет вопрос о том, как ее довести до промышленных объемов, тем более в России никто не занимается доведением такого продукта до стандартизированного уровня. В этом случае, действительно, перспективно взаимодействовать со специалистами из Китая, соглашается представитель «РусГидро».

Пока не пришел прокурор

Темпы повышения переработки отходов в немалой степени зависят от того, насколько адекватно отражает реалии нормативно-правовое регулирование вовлечения ЗШО в хозяйственный оборот. Хотя, как утверждают в Минэнерго, ведомство создало условия для максимизации использования золошлаков, проведя работу по совершенствованию законодательства в сфере электроэнергетики и природопользования в 2022-2023 годах, участники рынка сетуют на неотрегулированные правила игры.

Основная проблема – страх перед надзорными органами, подчеркнул Павел Барило. У переработчиков нет желания нести дополнительную нагрузку в виде контактов с Росприроднадзором, прокуратурой. Потребители же не хотят сталкиваться с новыми для них рисками, например, в рамках прохождения государственной экологической экспертизы.

«Я попытался аккуратно узнать у природоохранной прокуратуры, чего они возбуждают дела…Мне прямым текстом сказали, а мы не знаем, к чему прикопаться еще. Это поразительно», – заявил депутат Красноярского края Денис Терехов.

Вероятно, целый закон об использовании золошлаков принимать не нужно, но законодательно обезопасить получение продуктов из ЗШО необходимо, считает парламентарий, поскольку не у всех есть понимание того, что зола – это не мусор, а потенциально полезный продукт. Кроме того, целесообразно сфокусироваться на технологической сертификации проектов по вторичной переработке, и необходима система, направленная на то, чтобы потребитель был огражден от возможных рисков, убежден исполнительный директор СГК.

Для координации процесса создана межведомственная группа, сообщил Андрей Максимов. «Наша задача – помогать производителям золошлаков и бизнесу находить друг друга, – заверил глава департамента Минэнерго. – В этом году мы также планируем разработать систему поддержки использования отходов в строительной отрасли для обеспечения государственных и муниципальных нужд».

Последнее важно, свидетельствует Павел Барило, поскольку не все руководители муниципалитетов проявляют на деле заинтересованность в решении вопросов с утилизацией ЗШО.

Читать полностью

Экономика

Газ для Хабаровского края отвяжут от доллара 11.10.2023 01:00

Договор о купле-продаже природного газа, поступающего в Хабаровский край с шельфового проекта «Сахалин-1», истекает в сентябре 2025 года, и на сегодня нет четкого понимания, кем и каким образом будут налажены дальше его поставки. При этом региональные власти настаивают на необходимости госрегулирования оптовой стоимости энергоносителя, до сих пор привязанной к валютному курсу и биржевым котировкам.

В настоящее время Хабаровский край газифицирован на 62% (среднероссийский показатель – 73%). Природный газ подается в 39 населенных пунктов, расположенных в 10 муниципальных образованиях региона. Его потребителями являются 95 промышленных объектов, в том числе 11 ТЭЦ, 81 котельная, около 110 тыс. домовладений.

Основными покупателями энергоносителя выступают АО «Дальневосточная генерирующая компания» и АО «Газпром газораспределение Дальний Восток». В 2022 году регион использовал 2,72 млрд куб. м газа.

Хабаровский край является единственным субъектом, которому цена газа регулярно рассчитывается по ценовой формуле в зависимости от котировок нефти на Токийской бирже, а также от курса доллара. Соглашение о поставках энергоносителя на срок 20 лет было подписано в 2005 году с оператором международного проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegas («дочка» американской ExxonMobil). Когда оно заключалось, условия контракта казались выгодными – доллар стоил 28 руб. Впоследствии снижение валютного курса рубля приводило к дополнительным нагрузкам на региональный бюджет и поиску необходимых субсидий.

фото: Газпром

В 2022 году ExxonMobil объявила о выходе из сахалинского проекта. Новым оператором стало ООО «Сахалин-1» (его управляющей компанией была назначена дочерняя структура «Роснефти» АО «Сахалинморнефтегаз-шельф»). Вместе с тем оптовая цена на газ для Хабаровского края по-прежнему не подлежит госрегулированию. В итоге сформированная АО «Газпром газораспределение Дальний Восток» стоимость 1 тыс. куб. м для региона в сентябре 2023 года составила 9,4 тыс. руб. Тогда как регулируемая ФАС оптовая цена для Сахалинской области – 3,7 тыс. руб., для Приморья – 5,7 тыс., сообщила зампред правительства Хабаровского края по инфраструктуре Ирина Горбачева.

Другая проблема связана с неопределенностью дальнейшей подачи газа. Как отметила Ирина Горбачева, в крае реализуются крупные инвестиционные проекты, например создание новой ТЭЦ-4 в Хабаровске и горно-обогатительного комбината на Малмыжском месторождении. В 2025 году возможно увеличить потребление до 5,2 млрд куб. м, однако договорные объемы поставок с «Сахалина-1» ограничены 2,9 млрд куб. м. Более того оператор проекта проинформировал главных покупателей об отсутствии планов по продлению срока действия о купле-продаже природного газа после 2025 года.

Вопрос неоднократно подымался краевым правительством, были соответствующие поручения на федеральном уровне, но ситуация не получила развития. В минувший понедельник проблема была озвучена на заседании комитета Совета Федерации по экономической политике.

«Отсутствие поставщика природного газа для Хабаровского края после сентября 2025 года и отсутствие понимания, за счет каких источников будет покрываться дефицит газа, в том числе препятствует привлечению в регион инвесторов, создает угрозы энергетической безопасности», – заявила зампред правительства.

Помимо поиска нового поставщика, по ее словам, необходимо установить государственное регулирование оптовой цены газа, поставляемого в регион, которая не будет зависеть от волатильного валютного курса.

«В Хабаровском крае у инвесторов нет понимания, что будет после 2025 года. Вопрос даже не в цене [на газ], не в каких-то вещах, которые регулируются в рамках договоренностей, вопрос в понимании того, сколько будет и насколько это будет долго и стабильно», – подчеркнул сенатор от краевого правительства Андрей Базилевский.

В Минэнерго РФ дают понять, что именно сам Хабаровский край в свое время заключил контракт с непростыми договорными условиями. Тем не менее есть посыл, чтобы ценообразование на энергоноситель здесь осуществлялось в соответствие с общероссийской практикой. Основным источником для обеспечения будущей потребности региона в газе видится шельфовый проект «Сахалин-3», разрабатываемый «Газпромом». Но в последней не исключают, что поставки с «Сахалина-1» могут быть продолжены за рамками нынешнего договора.

При этом монополия в ближайшие годы должна произвести переключение потребителей с магистрального газопровода Оха – Комсомольск-на-Амуре, который будет выведен из эксплуатации (рассматривается также возможность продления срока службы трубы), на трубопроводную систему Сахалин – Хабаровск – Владивосток.

изображение: Газпром

У «Газпрома» есть и альтернативное решение вопроса относительно того, какой ресурс возможно задействовать при подаче газа в Хабаровский край, сказал первый замглавы Минэнерго Павел Сорокин, но деталей не привел.

«Коллеги из Хабаровского края предлагают переложить их потребности на всю страну в виде перекрестки (перекрестного субсидирования – прим. ред.) Тогда надо честно об этом говорить, либо использовать другие инструменты», – считает замминистра энергетики.

Ирина Горбачева опровергла такую информацию. По ее словам, краевые власти, согласно поступившему предложению из Минэнерго, готовы рассмотреть возможность присоединения к магистральной сети «Сила Сибири». Однако по имеющимся у края сведениям ее соединение с газопроводом Сахалин – Хабаровск – Владивосток в лучшем случае произойдет в 2026 году.

Одновременно «Газпром» продолжает развивать инфраструктуру последней мили. По плану этого года в Хабаровском крае заканчивается строительство 10 ответвлений газораспределительной системы общей протяженностью 86 км и проектирование по всем остальным объектам программы догазификации до 2026 года. К тому времени будет дополнительно газифицировано 20 населенных пунктов, 20 тыс. домовладений, 23 котельных и промышленных предприятий. Уровень газификации возрастет на 4,4%.

«Потенциально 30 тыс. жителей Хабаровского края в свои дома могут получить природный газ за счет инвестиций «Газпрома» по программе догазификации», – проинформировал генеральный директор ООО «Газпром межрегионгаз» Сергей Густов.

В то же время он указал на проблему с дочерней компанией «Газэнергосеть Хабаровск», которая в регионе является единственным поставщиком сжиженного углеводородного газа для коммунально-бытового потребления. Расценки на газ в данном случае устанавливаются комитетом по ценам и тарифам правительства Хабаровского края. Регион, по данным на сентябрь 2023 года, не произвел дотации вследствие выпадающих доходов в размере 408 млн руб. Если не возместить компании эту сумму, она обанкротится и прекратит поставки СУГ в 17 муниципальных образований региона, заявил Сергей Густов (в краевом правительстве уже сообщили о намерениях изыскать средства по недостающим субсидиям).

фото: Газпром

По словам председателя комитета Совфеда по экономической политике Андрея Кутепова, предложения, касающиеся определения поставщика газа в Хабаровском крае, должны предусматривать долгосрочный характер отношений. «Даже десять лет достаточно маленький срок с точки зрения перспектив в нашей экономике. Мы должны говорить о более длительном периоде, чтобы к этому не возвращаться», – считает он.

В ближайшее время ситуацию планируется обсудить с участием вице-премьера РФ Александра Новака, курирующего ТЭК.

Павел Усов

Читать полностью

Экономика

«Нефть и газ Сахалина»: с новым подходом — о главном 03.10.2023 07:00

В Сахалинской области завершилась работа трехдневного Дальневосточного энергетического форума «Нефть и газ Сахалина». Ежегодное мероприятие, посвященное, по уже 27-летней традиции, развитию ТЭК на островах, предстало перед постоянными и новыми участниками в обновленном формате. На площадках форума вновь обсуждали нефтегазовые проекты, но совершенно в ином контексте: расширение влияния через борьбу с зависимостью от иностранных технологий, инженерных решений и даже (со временем) техники. С полей «Нефти и газа Сахалина-2023» ключевые темы и итоги собрал спецкорреспондент EastRussia.

Курс на независимость

Основной тренд в повестке 27-го форума «Нефть и газ Сахалина» прозвучал еще на Восточном экономическом форуме в начале сентября. Глава государства Владимир Путин, обсуждая многослойный вопрос импортозамещения в промышленности, подчеркнул важность развития таких процессов, как полный цикл переработки добываемых в России природных ресурсов, с развитием многоуровневых производств и спектра услуг на территории регионов, где ведется разработка недр. Очевидно, что для Сахалина, драйвером экономики которого были и остаются шельфовые нефтегазовые проекты, задача состояла в расширении перечня так называемых «вторичных» предприятий — тех, которые займутся техническим, логистическим, кадровым и инженерным обслуживанием платформ и береговых баз «Сахалина-1», «Сахалина-2» и «Сахалина-3».

Задел для этой глобальной работы у островного региона есть: год назад, в 2022-м, на территории Южно-Сахалинска начали строить нефтегазовый индустриальный парк. Многоэтапный проект, по сути, должен стать единым кластером профильной отрасли и обеспечить локализацию нефтесервисных услуг полного цикла в пределах области. Первую очередь парка строит оператор нефтегазового проекта — ООО «Сахалинская энергия», остальные две возведет Корпорация развития Сахалинской области. Она же выступает управляющей компанией новой территории. И, как отметил руководитель КРСО Дмитрий Вдовин, выступая на форуме «Нефть и газ Сахалина», уже сейчас можно говорить о том, что сработанная на опережение затея оказалась не только своевременной, но и потенциально даже более успешной, чем прогнозировалось.

«На сегодняшний день 12 резидентов уже подписали соглашения о сотрудничестве, и 7 из них приступили к строительству своих объектов Мы надеемся, что уже к началу следующего форума „Нефть и газ Сахалина“, который состоится в 2024 году, эти резиденты разрежут ленточку, а мы запустим данные проекты. Кроме того, мы активно привлекаем партнеров на реализацию второй очереди нефтегазового индустриального парка. Уже запланировано 22 тыс. кв. м. лабораторно-офисных корпусов, а также ряд производств. К настоящему времени заполняемость земельных участков на второй очереди практически полная — осталось лишь три свободных места. С такими темпами мы скоро начнем распределять третью очередь», — поделился исполнительный директор Корпорации по развитию Сахалинской области Дмитрий Вдовин.

фото: Олег Леккер

Запланированные к реализации в рамках парка сервисные проекты разнообразны: компании-резиденты собираются выпускать трубное оборудование по уникальным отечественным технологиям, испытывать новые способы максимально безопасного бурения в осложненных территориальных условиях. Уже заявлены ноу-хау завода по производству металлоконструкций для облегчения логистики, комплексная сертификация работ и технических решений, лабораторные и исследовательские мощности, а также собственный технический университет. Его планируют открыть для повышения квалификации и профессиональной подготовки сотрудников, преимущественно сахалинцев и курильчан.

«Компания „Интра“ оказывает комплекс инжиниринговых услуг по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и трубопроводов на предприятиях ТЭК. Наше предприятие — владелец технологий, которые становятся научной базой для обучения специалистов. Поэтому мы готовы предоставить такую услугу как подготовка кадров, в формате запуска собственного технического университета при поддержке других резидентов нефтегазового парка и КРСО. Мы станем провайдером продвижения собственных технологий, а на выходе люди получат новую профессию», — рассказал президент сервисной компании «Интра» Александр Шилов.

Развитие — в новациях

Уже не первый год одной из непременных тем форума «Нефть и газ Сахалина» становится климатический эксперимент. Специальный режим, благодаря которому островной регион стал пилотным в практическом воплощении стратегии низкоуглеродного развития, позволяет тестировать и в дальнейшем полноценно запускать проекты по снижению парниковых выбросов, которые относительно новы даже на международном рынке.

«В 2022 году мы первыми в стране провели биржевую сделку по продаже углеродных единиц. Сейчас в России и другие подобные сделки реализуются, но первая была у нас. В этом году было тоже ряд событий со словом „первый“. У нас запустился лесоклиматический проект. Раньше что-то похожее было в стране, но так, чтобы это был верифицированный проект, с инвестором, зарегистрированный в углеродном реестре, — это было впервые. Этот проект рассчитан на десятки лет, будут высажены более 20 млн деревьев в Поронайском лесничестве, и этим занимается частный инвестор. Это большой полигон зеленых насаждений, поглощающих СО2. Мы первыми в России на уровне региона снизили максимальную планку выбросов углекислого газа для компаний со 150 до 20 тысяч тонн. И теперь мы утвердили официально квоты для компаний, которые будут действовать с 2024 по 2028 годы. Это ограничения, выше которых нельзя допускать выбросы. Иначе им надо будет приобретать те самые углеродные единицы. И это как раз сформирует рынок углеродных единиц, как это уже существует в некоторых странах, в том числе в Азии. Мы сейчас с ними выстраиваем плотные связи, с тем же Китаем, они тоже двигаются по этому пути», — поделился зампред правительства Сахалинской области Вячеслав Аленьков.

Обсуждая на профильной сессии нефтегазового форума дальнейший потенциал работы в климатической повестке, участники обсудили и такой важный вопрос как достижение баланса между снижением выбросов углекислого газа и ростом его поглощения. Так, существующий на Сахалине карбоновый полигон теперь стал тестовой площадкой не только для апробации лесоклиматических проектов, но и для работы с водно-болотными системами. Известно, что низинные водоемы выделяют в атмосферу почти вдвое больше СО2, чем поглощают. Но их осушение приводит к тому, что вместе с углекислым газом в воздух попадают метан и оксид азота, которые являются вредными, так как усиливают парниковый эффект. Поэтому Сахалинской области предстоит колоссальная работа, чтобы достичь планки углеродно нейтрального региона. Поддержку островным властям здесь окажут «Газпромбанк», который является инициатором создания реестра углеродных единиц, Сбер, АО «Контур», которое является владельцем углеродной системы. Научными изысканиями занимаются СахГУ и институт глобальной экологии и климата имени Израэля, а стандартизацию и сверку будет проводить Росверификация.

Не без водорода

АО «Русатом Оверсиз» с учетом заинтересованности в совместных водородных проектах уже может считаться не просто постоянным, а чуть ли не почетным гостем форума «Нефть и газ Сахалина». Делегация компании в этот раз приняла участие в профильной сессии, провела совещание с губернатором по поводу ближайших планов работы, а также проявила интерес к возможному участию в расширении нефтегазового индустриального парка. Как отметила руководитель направления «Русатом Оверсиз» Юлия Соловьева, такой формат работы, какой предлагает островной регион — с объединением нефтесервисных услуг и предприятий второй ступени переработки углеводородов, — крайне перспективен как с точки зрения федеральной повестки, так и в контексте сотрудничества компаний отрасли.

«Углубление степени переработки продукции невозможно без развития технологичных проектов, инфраструктуры и сервисных предприятий — это потребность и для локального региона, и всей Российской Федерации. Это стратегия, которая сопровождает любое развитие. Потому что без развития технологий, без развития инноваций не бывает реального прогресса в бизнесе. Это понимает и правительство Сахалинской области — они строят нефтегазовый индустриальный парк. Для нас одной из стратегических задач по водородной тематике является освоение технологии по всей цепочке передела водорода, от производства до его потребления. Мы заинтересованы в том, чтобы развивать технологии, с которыми мы можем произвести водород — к ним могут относиться технологии электролиза, например, которым мы тоже активно занимаемся. Но мы активно анализируем и технологии, которые связаны с потреблением водорода — к примеру, организация заправочной инфраструктуры. Это может быть автомобильный транспорт, это может быть ж/д транспорт. Но так выстраивается цепочка от производства к потреблению», — поделилась руководитель направления АО «Русатом Оверсиз» Юлия Соловьева.

изображение АО «Русатом Оверсиз»

Сейчас Сахалин ожидает инвестиционное решение по началу строительства водородного завода. Как уже сообщала редакция EastRussia, об амбициозных планах открыть полноценный кластер, ядром которого станет производство этого газа, на ВЭФ-2023 заявил зампред Аленьков.

Им интересен Сахалин

Одной из самых интересных — и едва ли не самой объемной в программе форума — стала сессия, посвященная как раз позиционированию Сахалина как центра в сети нефтегазовых производств. Здесь говорили не столько о реализации уже намеченных проектов, сколько о том, чем гости из других регионов России могут удивить и поддержать островных нефтепромышленников. А предложенных решений было немало — от программного обеспечения и технологий судового обслуживания морских платформ до передовых научных разработок, которые по точности и качеству оказались на голову выше даже мировых стандартов Shell. Достижения отечественной науки в своем докладе представил заведующей лабораторией молекулярного и элементного анализа Института химии ДВО РАН Святослав Суховерхов.

«Наши лабораторные методики позволяют обнаружить в образцах, взятых на месте геологоразведочных работ, следы полимерных соединений, которые могут негативно отразиться на качестве добываемой нефти, негативно повлиять на оборудование, в том числе спровоцировать коррозию труб и выход из строя всей установки. Более того, при более низкой стоимости реактивов и самого исследовательского процесса результаты исследований гораздо точнее, чем стандарты всемирно известной Shell, а погрешность существенно ниже — до 15-19% против 40-42% у британцев. Они не верили, что такое возможно, но мы представили результаты исследований и доказали, что так можно работать. И мы готовы работать с Сахалином в этом направлении. Единственное, в чем сложность — это финансирование. Мы, представители научного сообщества, трудимся в бюджетном учреждении. Свои разработки даже по заказам бизнеса ведем без авансирования и с задержкой по оплате счетов на 30-90 суток. Если бы для нас рассмотрели возможность авансирования в размере 50% от стоимости работ и оплаты счетов в течение двух недель, наша работа была бы куда быстрее и эффективнее», — посетовал ученый.

Представитель ЗАО «Си Проект» Александр Гончаров уверен, что нефтегазовым проектам Сахалина пригодится программное обеспечение, разработанное отечественными специалистами в сфере управления жизненным циклом техники. Пакет софта создали на базе Linux, проанализировав передовые аналогичные решения иностранных партнеров. Адаптация ПО под нефтегазовый профиль не займет много времени, но станет, безусловно, полезной в обслуживании оборудования и прогнозировании плановых ремонтов, отметил эксперт.

фото: Олег Леккер

Еще одно интересное решение в сфере цифровых платформ представили гости из Фонда «Сколково». Они создали виртуальную биржу, где заказчики и подрядчики могут заключать контракты на любой спектр технологических услуг, подписывать договора, отчитываться о выполнении технических заданий и вести финансовые документы. По мнению руководителя портфеля проектов нефти и газа Фонда «Сколково» Андрея Мельника, такая платформа станет актуальной и для операторов шельфовых проектов Сахалина, и для их подрядчиков.

В обсуждении нашлось место и важному вопросу сертификации услуг, производств и инжиниринговых разработок в энергетической отрасли. С этим Сахалинскому нефтегазовому индустриальному парку готовы помочь эксперты Института нефтегазовых технологических инициатив. Его руководитель Алексей Фадеев выразил заинтересованность в сотрудничестве в научно-технических разработках — учреждение разработало и утвердило несколько сотен стандартов, по которым соответствие нормам технологического процесса проверяют ведущие компании России, в том числе «Газпром» и «Роснефть».

Рекорд вопреки

Ещё один вектор, с которым правительство Сахалинской области организовывало 27-й форум «Нефть и газ Сахалина», касался неудержимого прогресса энергетической отрасли как страны, так и островного региона вопреки антироссийским санкциям. В обсуждении этого трека приняли участие иностранные делегаты. В островной регион прилетели представители КНР, Индии и Вьетнама. И они были не просто наблюдателями.

«Мы предоставляем возможности для покупателей в мировой торговле и приводим наших клиентов в мировую торговлю. Конкретно на этом форуме мы ищем стратегические возможности для обеих наших стран для внедрения специализированных инвестиционных стратегий и международной торговли. В данный момент наша организация работает с такими российскими компаниями, как „Газпром“, „Роснефть“, „Лукойл“. Планируем сотрудничать и с оператором „Сахалинская энергия“», — поделилась генеральный менеджер компании GL consulting Лиао На.

Можно сколь угодно скептически относиться к таким заявлениям, но факт остается фактом: прошедшее мероприятие стало рекордным по численности делегатов — их было более 1000. 850 человек лично посетили площадку, еще 270 присоединились по видеосвязи. И, с учетом того, что Сахалин уже не в первый раз рвется за новыми проектами впереди России всей, нельзя не предположить, что через несколько лет с такими амбициями островной нефтегазовый форум по масштабности и статусности гостей всерьез поспорит с ВЭФ.

Читать полностью

Больше материалов