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.

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

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.

В Дальневосточном ФО планируется создание новых газоперерабатывающих производств – в Амурской области и Приморском крае. Проблемный вопрос газификации дальневосточных регионов предполагается решать в том числе с помощью СПГ и создания необходимой инфраструктуры. На базе действующих месторождений газа Дальнего Востока также хотят создавать производства, ориентированные на внутреннее потребление.

В частности, АО «АЛРОСА-Газ» рассчитывает построить установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении в Якутии (Мирнинский район). В проект предполагается инвестировать более 18 млрд рублей, в том числе 10 млрд рублей составляет стоимость самой установки, 8,6 млрд рублей – модернизации газодобывающих мощностей. Строительство предполагается начать в 2024 г. Установка требуется для газоснабжения будущей Новоленской ТЭС «Интер РАО» (мощность – 550 МВт) в Ленском районе, которую планируется ввести в эксплуатацию в 2028 г.

УКПГ с ТЭС должен связать газопровод протяженностью 200 км. На Новоленскую ТЭС будет поставляться газ в объеме 800-1000 млн куб. м в год, что в пять раз превысит объем поставок, осуществляемых «АЛРОСА-Газ» потребителям в настоящее время. ТЭС будет в том числе снабжать электроэнергией крупные промышленные предприятия – Ковыктинское газоконденсатное месторождение «Газпрома», Иркутский завод полимеров ООО «Иркутская нефтяная компания», месторождение золота Сухой Лог ПАО «Полюс», а также Восточный полигон ОАО «РЖД».

Между тем «Газпром гелий сервис» в сентябре запустил первый в Амурской области (Свободненский район) объект автономной газификации – малотоннажный комплекс по сжижению природного газа (КСПГ). Его производительность составляет 1,5 тонны СПГ в час (12,6 тыс. тонн в год).

Сжиженный природный газ планируется доставлять в специальных криогенных автоцистернах на тягачах на площадку системы приема, хранения и регазификации и в дальнейшем направлять на газовую котельную в микрорайоне Амурсельмаш в Белогорске. Газовая котельная призвана заменить действующую мазутную котельную, которая обеспечивает теплом и горячей водой 37 многоквартирных домов, два детских сада, школу и дом культуры. С помощью СПГ в районе предполагается организовать заправку собственного транспорта «Газпром гелий сервис» и техники Амурского ГПЗ. СПГ также планируется поставлять на космодром «Восточный» для газификации его объектов.

В Белогорске ведется строительство системы приема, хранения и регазификации (СПХР), где будет осуществляться подготовка газа с комплекса СПГ для использования на первой газовой котельной Амурсельмаша.

После оценки эффективности работы котельной в Белогорске, областное правительство рассчитывает рассмотреть возможности перевода на СПГ других котельных региона. В связи с этим при создании КСПГ предусмотрена возможность в два раза нарастить производительность комплекса – до 3 тонн в час (25,2 тыс. тонн в год).

Аналогичный проект также предполагается реализовать в Приморском крае в ТОР «Надеждинская», но с большей производительной мощностью – 7 тонн СПГ в час. С помощью КСПГ планируется автономно газифицировать социально значимые объекты, использовать газ в качестве моторного топлива для магистрального, муниципального транспорта и специальной техники.

Также в сентябре компания «Газпром СПГ Технологии» представила свой проект по созданию в Свободненском районе еще одного комплекса по сжижению природного газа и инфраструктуры для заправок СПГ с целью перевода транспорта на газ к концу 2025 г. Малотоннажный комплекс будет производить до 5 тонн в час и более 40 тыс. тонн в год. В проект предполагается инвестировать не менее 4 млрд рублей. Таким образом, с учетом двух производств в регионе будет выпускаться порядка 52 тыс. тонн СПГ в год.

В сфере производства гелия в сентябре подписано трехстороннее соглашение между КРДВ, правительством Якутии и ООО «ДББ» о строительстве комплекса по производству гелия на базе Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (АО «АЛРОСА-Газ») в Мирнинском районе. Мощность установки должна составить 4 млн куб. м в год. Начало производства намечено на 2025 г., а выход на производственные мощности запланирован на 2028 г. Проект должен быть реализован в рамках ТОР «Якутия».

Напомним, что в 2021 г. более крупное производство гелия началось на Амурском газоперерабатывающем заводе «Газпрома» (первая гелиевая установка мощностью 20 млн тонн в год). Проектная мощность ГПЗ по гелию составляет 60 млн куб. м в год (после запуска всех трех предусмотренных проектом установок). На данный показатель предприятие должно выйти в 2025 г. (в настоящее время работают две установки по производству гелия, вторая была введена в текущем году).

Все еще обсуждается вопрос реализации сложного проекта по газификации Камчатского края. Газификация региона силами «Газпрома» предусмотрена в утвержденной правительством в августе дорожной карте газификации Камчатки до 2025 г.

Правительство поручило «Газпрому» до конца первого квартала 2024 г. заключить договор о поставках в Камчатский край сжиженного природного газа с проекта «Сахалин-2» (акционеры – «Газпром», японские компании Mitsui и Mitsubishi, продолжается процесс вхождения в проект «НОВАТЭКа»).

Потребности Камчатки в газе оцениваются в 1 млрд куб. м в год. В самом регионе отсутствует необходимая для такого объема ресурсная база (действуют небольших два месторождения). При этом регулируемые тарифы делают поставки в регион СПГ убыточными. По этой причине «Газпром» и «НОВАТЭК» долго не соглашались обеспечивать Камчатку газом, мотивируя это дефицитом свободных объемов.

В частности, «НОВАТЭК» в качестве условия для выделения необходимых объемов газа называл обеспечение новой сырьевой базой, претендуя на Тамбейское месторождение на Ямале и долю в проекте «Сахалин-2» британско-нидерландской компании Shell. Глава компании Л.Михельсон при наличии дополнительной ресурсной базы оценивал возможность поставки газа на Камчатку в 400-500 млн куб. м по регулируемой цене. Тем не менее компания не добилась желаемого.

Согласно «дорожной карте», Минэнерго, Минэкономразвития, ФАС и «Газпром» до конца текущего года должны определить источники финансирования для компенсации разницы между экономически обоснованной ценой на СПГ, его транспортировки и газификации и регулируемой оптовой ценой, устанавливаемой ФАС. В первом квартале 2024 г. предстоит изменить ряд положений государственного регулирования оптовых цен на СПГ для нужд всех потребителей края, а до третьего квартала 2025 г. следует определить оптовую цену на регазифицированный СПГ для края.

На сегодняшний день оптовая цена на газ в Петропавловске-Камчатском установлена на уровне 7,3 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. С июля 2024 г. она будет индексирована на 8%. Рыночная цена регазифицированного СПГ (при текущих ценах на СПГ в Северо-Восточной Азии ) будет превышать 30 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. Межтарифная разница составит порядка 11 млрд рублей в год при объеме поставок в 0,5 млрд куб. м.

Стоит напомнить, что «НОВАТЭК» ранее частично взял на себя обязательство по созданию на Камчатке приемной инфраструктуры для СПГ. Компания должна во втором-третьем квартале 2025 г. построить морскую часть комплекса приема СПГ в бухте Раковая Авачинской губы. Комплекс включает плавучую регазификационную установку, причальные сооружения и челночные суда-газовозы.

Из федерального бюджета на создание приемной инфраструктуры, согласно распоряжению правительства, направят 12 млрд рублей. Построенные объекты береговой инфраструктуры затем предполагается выкупить у «НОВАТЭКа» и передать «Газпрому» - единому оператору газификации по концессионному соглашению. «НОВАТЭК» оценивает строительство регазификационной установки в 12,5 млрд рублей, а строительство челноков-газовозов – в 16,2 млрд рублей.

Одновременно «НОВАТЭК» строит в регионе СПГ-терминал в бухте Бечевинская (Елизовский район) для перевалки экспортного СПГ с арктических газовозов на обычные суда. В начале текущего года в компании заявляли о планах ввести терминал до конца года. В июле на Камчатку было доставлено из Южной Кореи плавучее хранилище СПГ для перегрузки СПГ на экспортные суда.

Из собственных камчатских запасов на территории региона ведется разработка двух месторождений – Кшукского и Нижне-Квакчикского (Соболевский район). Их отработку осуществляет ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Следует отметить, что попытки запустить добычу на них предпринимались еще в 90-е гг. прошлого века, но были приостановлены из-за недостатка финансирования. К проекту вернулись в 2007 г. (уже с участием «Газпрома»), добыча ведется с 2010 г. Газ направляется камчатским ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, газовой котельной в Петропавловске-Камчатском. Ежегодный объем добычи составляет порядка 400 млн куб м газа и 14 тыс. тонн конденсата. Уровень газификации Камчатского края на сегодняшний день не превышает 60%.

Что касается планов газификации в других регионах, то вице-премьер А.Новак в июле поручил Минэнерго внести в правительство дорожную карту мероприятий по газификации Северобайкальска в Бурятии с учетом планов по строительству завода по производству СПГ в Усть-Куте Иркутской области, а также обеспечения транспортировки СПГ из Усть-Кута («Иркутская нефтяная компания») в Северобайкальск автомобильным и железнодорожным транспортом, определения источников финансирования мероприятий по газификации комплекса теплоснабжения города. При этом ИНК пока только изучает возможность реализации СПГ-проекта. Предполагаемые объемы переработки – до 250 млн куб. м метана в год.

В рамках реализации проекта газификации Северобайкальска запланировано строительство двух газовых котельных вместо угольных, сооружение системы приема, хранения и регазификации газа, а также сетей газораспределения и проведение капитального ремонта сетей тепловодоснабжения города.

Перспективное газопотребление Улан-Удэ оценивается в 1,48 млрд куб. м в год. «Газпром» планирует строительство газопровода-отвода от погранперехода Наушки до Улан-Удэ и далее до Читы общей протяженностью 700 км (250 км до Улан-Удэ) в рамках планируемого экспортного газопровода «Сила Сибири-2». А.Новак поручил «Газпрому» разработать план-график газификации Бурятии до 2032 г., в том числе с учетом возможности перевода объектов по производству электрической энергии на природный газ. Летом текущего года «Газпром» представил предварительно согласованную схему газификации Бурятии, в которую вошло 572 населенных пункта (в 21 районе).

В Забайкальском крае единый оператор газоснабжения региона – «Газпром» – ведет корректировку генеральной схемы газоснабжения и газификации края до 2032 г. с определением перспектив развития и источников газоснабжения, в том числе способов перевода на газ объектов электроснабжения. В Чите в рамках федерального проекта «Чистый воздух» с конца 2024 г. за счет средств федерального бюджета планируется газифицировать 13 193 домовладения. Перспективное газопотребление Читы оценивается в 736 млн куб. м в год в первый год поставки и далее должно вырасти до 1,3 млрд куб. м в год (с десятого года поставки).

На Сахалине в 2023-24 гг. предполагается построить три газораспределительные станции (ГРС) для газификации Поронайского, Макаровского и Смирныховского районов. В частности, до конца текущего года должно завершиться строительство ГРС «Леонидово» и «Макаров». В 2024 г. должна быть построена ГРС «Победино». За счет СПГ планируется газифицировать районы на западном побережье острова – Невельский, Холмский и Томаринский (в силу их удаленности от газопровода проекта «Сахалин-2»). Завершение газификации Сахалинской области намечено на конец 2025 г. На сегодняшний день уровень газификации региона составляет 57%.

В сфере угледобычи рост добычи угля продолжается в Чукотском АО. По итогам января-июля результат составил 962,7 тыс. тонн, на 16% превысив показатель за аналогичный период прошлого года. ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal) на месторождении Фандюшкинское поле получило за отчетный период 874,2 тыс. тонн каменного угля, что на 10% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Тем временем ОАО «Шахта Угольная» на Анадырском буроугольном месторождении произвело 88,5 тыс. тонн бурого угля, что в три раза больше, чем в январе-июле прошлого года.

В Якутии в текущем году планируется отправить на экспорт 26 млн тонн угля. В первом квартале текущего года отгрузка якутского угля на экспорт составила 6,1 млн тонн, из которых 4,4 млн тонн пришлось на Эльгинское месторождение ООО «Эльгауголь» («ЭЛСИ»). Тем не менее по итогам первого полугодия зафиксировано сокращение экспортных отгрузок угля из Якутии по железной дороге – на 0,8% по отношению к первому полугодию 2022 г., до 12,6 млн тонн. При этом в августе в «ЭЛСИ» отчитались о строительстве 200 км Тихоокеанской железной дороги, предназначенной для перевозки эльгинского угля в строящийся порт «Эльга» в Хабаровском крае, откуда он будет направляться на экспорт. Общая протяженность железной дороги составит 500 км, ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.

На Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» О.Мисевры завершает в Углегорском районе строительство угольного конвейера протяженностью 23 км для транспортировки угля с Солнцевского разреза до морского порта Шахтерск, откуда уголь будет отправляться на экспорт. С помощью конвейера предполагается снизить нагрузку на дороги общего пользования и сократить негативное влияние на атмосферу (монтаж ведется с конца 2020 г.). Строительная готовность конвейера ожидается 1 ноября текущего года, после чего начнутся пусконаладочные работы. Плановая строительная готовность складов порта и угольного разреза ожидается к 1 декабря. Полный запуск должен состояться в третьем квартале 2024 г.

В августе была сдана в эксплуатацию вторая подстанция «Майская» для снабжения магистрального угольного конвейера. Подстанция расположена вблизи угольного терминала, на ней установлены два трансформатора по 16 МВА. Ранее в эксплуатацию была запущена первая подстанция для снабжения объекта – «Конвейерная-1». Производственный план угольного морского порта Шахтерск на 2023 г. предусматривает отгрузку угля в объеме 14,1 млн тонн (в 2022 г. – 11,04 млн тонн).

Следует отметить, что добычей угля на Сахалине рассчитывает заняться еще один инвестор – АО «Крокус» (входит в девелоперскую Crocus Group А.Агаларова) планирует приступить к геологоразведочным работам на небольшом участке «Юбилейный» Константиновского буроугольного месторождения (Углегорский район). Лицензию на разработку месторождения компания получила в текущем году, предложив за участок 29,767 млн рублей. Балансовые запасы месторождения (по категории C2) составляют 53,749 млн тонн, прогнозные ресурсы для открытых работ – 8 млн тонн (по категории Р2).

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

С учетом международной обстановки рационально будет сфокусироваться на развитии внутреннего рынка водорода, считает модератор диалога, генеральный директор «Национального водородного союза» Денис Дерюшкин. По данным, которые он привел, прогноз спроса на чистый Н2 к 2050 году — 400 млн тонн в год, что более чем в 4 раза выше сегодняшних показателей (95 млн тонн в год). Однако наибольший поток спроса обеспечивают страны Европы, Япония, Южная Корея и США, где о сотрудничестве с РФ говорить пока не приходится. Определенный спрос на водородное топливо есть и в Китае, но у них достаточно мощностей для самообеспечения.

«В такой парадигме нам нужно сфокусироваться на российском внутреннем рынке. Почему именно на транспорте? Потому что грузовой автотранспорт и погрузчики — наиболее перспективные секторы для перехода на водородное топливо. Чтобы переоборудовать для него тяжелый транспорт без убытка, стоимость водорода должна составлять более 8 долларов США за килограмм, и вы понимаете, какие экономические перспективы это открывает. Создается благоприятный контекст для развития этого рынка. Помимо этого, технологии использования водорода на транспорте сегодня обладают наибольшим уровнем готовности к запуску. И, таким образом, можно говорить о том, что у нас есть все предпосылки для развития транспортного водородного сегмента», — отметил Денис Дерюшкин.

Сегодня в России разработано несколько пилотных проектов внедрения водородных технологий на тяжелом транспорте. Один из наиболее проработанных, как отметил модератор, планируют реализовать на острове Сахалин. Это сеть пассажирского ж/д сообщения в южной части области, протяженностью 670 км. Она соединит с Южно-Сахалинском города Корсаков, Холмск и Невельск с одной стороны, и Поронайск — с другой. В качестве поставщика оборудования рассматривают АО «Русатом Оверсиз», с которым сейчас обсуждают инвестиционный проект. Эта же компания обеспечит технологию производства водорода с помощью процесса электролиза. Депо и заправочные комплексы хотят разместить в Южно-Сахалинске и Холмске. Логистическим оператором сети станет ОАО «РЖД», а в качестве единиц транспорта выбрали модернизированные водородные поезда на базе РА-3 (АО «Трансмашхолдинг»).

изображение: АО «Трансмашхолдинг»

«Сахалин, очевидно, является ключевым центром развития водородного транспорта в России, хотя в целом по стране мы пока наблюдаем только отдельные очаги. А на Сахалине все сконцентрировано, тут изначально анонсирован кластерный подход к производству водорода и развитию отрасли», — подчеркнул глава «Национального водородного союза».

Еще один пилотный проект использования водорода на тяжелом транспорте разработали на западе России. Он предполагает использование большегрузов и тягачей «КамАЗ» на маршруте Казань — Набережные Челны. Второй этап — продление линии до Нижнего Новгорода и Москвы.

Развивая водородные проекты и интегрируя их в транспортную инфраструктуру, государство и бизнес преследуют шесть основных целей, очевидных при запуске любого высокотехнологичного производства. В их числе:

· тестирование разработок в условиях дорог общего пользования;

· апробация серийных технологий среди клиентской базы пользователей;

· сбор эксплуатационных данных для совершенствования технологий и конструкций;

· достижение стратегических инициатив РФ на инновационном рынке;

· создание базы для масштабирования проектов на территории РФ;

· адаптация системы безопасности и управления энергетической обстановкой на автомобиле.

Ключевая задача, по мнению Дерюшкина, — не дать водородной отрасли в России «затухнуть» и растерять импульс, который ей придали в последние годы. Поэтому нужно продолжать тестирование разработок, апробацию технологий, на которые уже выделены деньги, получать обратную связь, вносить коррективы и внедрять инженерные решения на разных видах транспорта.

В то же время первый заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин считает, что нельзя поддаваться так называемому хайпу, который нарастает вокруг водородной гонки и в целом «зеленой» энергетики. С учетом текущей политической обстановки России пришлось максимально переориентировать прогнозы на экспорт водорода, и в ближайшее время нет смысла говорить о международном соревновании — важно сосредоточиться на собственном пути развития, но с учетом мировых достижений.

«Если в 2021 году мы видели, что фокус внимания был направлен на потенциальные рынки Кореи, Европы и Японии, то сегодня они не являются приоритетными — мы в них существенного потенциала не видим. Водородная повестка все равно сохранилась: к 2040-2050 году водород свое место займет. Не могу сказать, что у него будет доминирующий потенциал в энергетике, но даже около 10 % рынка — существенная доля для отработки технологий, которые нужны, чтобы оставаться в этой повестке. У нас нет рынка потребления водорода в таком же масштабе, как в КНР, но он достаточный, чтобы эти технологии обкатать, вывести на общероссийский уровень и говорить о серийном производстве с наращиванием серий. И погрузчики, и коммерческий транспорт — фокусные направления, на которые мы планируем выделять госсубсидии», — поделился замминистра энергетики РФ Павел Сорокин.

По мнению эксперта, нельзя забывать и о том, что распространение водородного транспорта должно учитывать территориальную специфику регионов России. В связи с неоднозначной транспортной доступностью многие населенные зоны до сих пор остаются изолированными, используют в качестве источников энергообеспечения автономные дизель-генераторы. При этом топливо им приходится доставлять (в том числе с помощью «северного завоза»). Поэтому, говоря о расширении сети водородного транспорта, нужно обязательно продумывать вопросы локального производства, доставки и хранения водорода.

«Технологиям производства водорода в принципе нужно уделить отдельное внимание. Сейчас мы говорим об электролизерах различной мощности — это вещи, которые мы можем создать. А когда мы начинаем обсуждать трехпроводную систему доставки этого водорода, мы поддаемся хайпу, потому что мы не можем назвать время, когда такие системы будут рентабельны», — подчеркнул Сорокин.

За прагматичный подход к развитию водородного транспорта высказался и президент АО «Русатом Оверсиз» Евгений Пакерманов. По его мнению, важно вкладывать силы и средства в наиболее перспективный сегмент этой отрасли, который с одной стороны будет драйвером для всех остальных подобных проектов, а с другой — будет реализован в комплексе с развитием сопутствующей инфраструктуры и дальнейшим апгрейдом.

На примере так называемых водоробусов Пакерманов объяснил, в чем видит преимущество перевода общественного транспорта на гидрогениум. Автобусы на таком топливе не привязаны к зарядным станциям на маршруте, а длительный пробег (около 550 км) освобождает регион от необходимости оборудовать сеть заправочных станций через каждые 100 км, как этого требует, например, электротранспорт. Кроме того, пассажирскому транспорту на водороде не нужны дополнительные ДВС для обогрева салона, что говорит об отсутствии углеродного следа во время движения. Водоробусы не перегружают местные электросети, заправляются как классические автобусы с ДВС и в целом позволяют сократить количество автобусов на маршруте за счет более долгого пробега на одной заправке. Безопасность технологии подтверждена опытной эксплуатацией: например, в Лондоне такой общественный транспорт используют с 2022 года.

«Если мы говорим про наши технологии и проекты, с возможностью использовать российское оборудование, — у нас есть проект на Сахалине, с организацией плотного участка ж/д сообщения, где мы выступаем как партнеры «Трансмашхолдинга» и РЖД. Это создание пассажирского ж/д транспорта и инфраструктуры. Роль «Русатом Оверсиз» в данном случае — предоставить два больших заправочных комплекса, которые будут встроены в инфраструктуру на Сахалине, и их «сердцем» станут анион-обменные электролизеры, которые мы уже производим у себя, на собственных технологиях. Диапазон мощностей линейки нашего оборудования — от 5 до 50 кубометров водорода в час, работаем над увеличением мощности. Это полностью российская технология, на российских компонентах. Что касается проекта с «КамАЗом» — мы там тоже участвуем, строим для их полигона большой заправочный комплекс мощностью порядка 1000 кубометров в час. Проект реализуем буквально в следующем году», — поделился руководитель АО «Русатом Оверсиз».

Электролизная установка производительностью 50 Нм3/час (нормальных кубических метров водорода в час). фото: АО «Концерн Росэнергоатом»

Преимущества сахалинского проекта, которые отметили участники дискуссии, — в его большем потенциале массового использования. Водородные поезда вольются в существующую сеть общественного транспорта на межмуниципальных линиях, в том числе дальнего следования (из Южно-Сахалинска в Поронайск). Ожидается, что водородная потребность на острове составит до 350 тонн в год при среднесуточном пробеге составов до 305 км. Пассажиропоток при этом будет колебаться в пределах 243 тысяч человек ежегодно, а общий пробег ж/д парка составит за год 360 тысяч км.

В Сахалинской области, тем не менее, не собираются ограничиваться одними лишь поездами в развитии водородного рынка. Как отметил зампред регионального правительства Вячеслав Аленьков, внедрение новых технологий будет направлено на создание и расширение полноценного кластера, где власти ждут в том числе другие регионы для совместной работы.

«У Сахалинской области базово высокая доля энергетических отраслей, и мы поддерживаем планы по их развитию. Мы не стремились за хайпом — только к сбалансированному развитию. Понимаем, что надо развивать новые технологии, поэтому осознанно пошли и в повестку устойчивого развития, и в повестку водородных технологий — с 2019 года активно ее продвигаем. Но мы сразу говорили о том, что нужно развивать как экспортную составляющую, так и свою экосистему потребления: невозможно создать экспортный продукт, если мы у себя не можем применить те или иные технологии. Текущая ситуация показывает, что это была правильная стратегия», — подчеркнул зампред Аленьков.

изображение: Росатом

На первом этапе в водородный кластер Сахалинской области включены три составляющие, реализация которых уже началась. Первая из них — завод по производству водорода, о котором ранее рассказал руководитель «Русатома». По мнению Вячеслава Аленькова, проект фактически станет примером влияния международной обстановки на рост локализованных производств в России, причем на базе собственного оборудования и разработок. Второй сегмент — это тот самый проект ж/д транспорта на водородном топливе, для которого уже выбраны не только маршруты движения, но и участки для размещения заправочных комплексов. А третья составляющая связана с практическим развитием водородных технологий.

«Мы создаем испытательный водородный полигон, где на практике будем отрабатывать инжиниринговые решения и технологии. Уже подписали соглашение с «РусГидро» о реализации проекта с автономными энергозонированными поселками, с модернизацией ветродизельных станций. В середине 2024 года мы планируем уже на реальной площадке, в селе Новиково Сахалинской области, производить соответствующие испытания и тестирования. Хотим заняться модернизацией энергоснабжения вышек связи — вместо ветросолнечных дизельных установок, которые влияют и на качество связи, и на экологию, мы отрабатываем в пилотном режиме возможность замены топливных элементов на водородные. Что касается перевода большегрузов на водород, мы ведем переговоры с компаниями, которые производят коммунальную технику. Сахалин активно переводит такие спецмашины на метан, и рассматривает потенциал перевода на водород. Также мы обсуждаем возможность перевода мобильных дизель-генераторов на водородное топливо. Они будут работать тише и чище», — поделился Аленьков.

Зампред правительства Сахалинской области еще раз подчеркнул, что кластерный подход — наиболее оптимальная стратегия для участия в водородной гонке, и пригласил другие регионы также встраиваться в этот процесс. По его словам, путь к успеху — концентрация инженерных и научных компетенций на одной территории, что позволит организовать точку сборки производства и полноценное тестирование с внедрением в реальную жизнь.

По итогам сессии участники согласились с тем, что ориентация на рынок собственного потребления поможет России не только не выпасть из мировой водородной гонки, но и оставаться в тренде, развивая при этом уникальные инженерные решения на отечественной промышленной базе. А Сахалин, судя по оценкам экспертов, все-таки станет если не единственным, то одним из передовых водородных полигонов в стране. И, возможно, уже через 2-3 года никто не вспомнит о пессимистичных прогнозах, которые звучали по поводу амбициозных проектов островного региона еще год назад.

На грани рентабельности

Децентрализованное энергоснабжение присутствует в 17 регионах ДФО и Арктической зоны. Оно, в частности, питает 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек. При этом средний износ электростанций и котельных суммарной электрической мощностью порядка 800 МВт и тепловой свыше 2 тыс. Гкал/час превышает 60%, сообщил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Минэнерго РФ Сергей Романов.

«Модернизация более 80% тех объектов, которые находятся в этих населенных пунктах, является инвестиционно непривлекательной, во всяком случае без государственной поддержки. И на сегодняшний день нет каких-либо отработанных механизмов господдержки, как и привлечения частных инвестиций в этот сектор», – утверждает эксперт.

Ситуацию усугубляет высокая стоимость производства энергии, в первую очередь из-за малых объемов потребления, а также необходимость субсидировать ее поставки для населения. При этом требуемый размер дотаций постоянно растет.

Не лучше обстоит дело и с точки зрения энергоснабжения промышленных производств. По скромным подсчетам, в этой группе потребителей насчитывается свыше 50 предприятий горнодобывающей промышленности. Совокупная мощность дизельной генерации в данном сегменте рынка превышает 500 МВт.

Здесь основная проблематика связана с высоким экономически обоснованным тарифом на электроэнергию, что ставит производство на грани рентабельности. Капитальные затраты при создании локальных энергоцентров зачастую сопоставимы с вложениями в основной бизнес-проект. К тому же в последний год заявила о себе проблема доступа к современному оборудованию из-за внешних санкций: его поставки в рамках параллельного импорта заметно выросли в цене. Все это приводит к тому, что недропользователи начинают рассматривать генерацию электричества и тепла как непрофильный актив, обременяющий основной вид деятельности.

Ситуация может затруднить реализацию будущих проектов по освоению минерально-сырьевой базы. Как считает зампред совета по вопросам развития Дальнего Востока, Арктики и Антарктиды при Совфеде Анатолий Широков, разработка многих месторождений становится оправданной при наличии доступной электроэнергии. При этом особенности структуры энергетики северных территорий не всегда позволяют обеспечить это за счет развития крупных электростанций и электрических сетей, уточнил сенатор.

Между тем в Минэнерго РФ не склонны сгущать краски. Как заверил директор департамента развития электроэнергетики министерства Андрей Максимов, за последние годы утверждено несколько нормативных актов по стимулированию инвестиций в развитие локальной энергетики, и эти механизмы работают. В первую очередь это относится к заключению энергосервисных договоров, подразумевающих внедрение новых технологий и оборудования, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. За счет этого территория экономит на топливе по сравнению с традиционной схемой северного завоза, а инвестор окупает вложения. В рамках подобных соглашений в 2020-2023 годах модернизировано объектов суммарной мощностью более 107 МВт, уточнил представитель Минэнерго.

Кроме того, реализуются проекты на основе концессионных соглашений и в рамках госзаказа от регионов, который размещается на конкурсной основе. Министерством так же подготовлены изменения в законодательство, позволяющие заключать в отдаленных регионах долгосрочные договоры поставки электроэнергии по принципу «бери или плати» (take or pay). Такая схема будет обкатана при освоении Баимской рудной зоны на Чукотке, где построят мини-АЭС.

«С одной стороны «Росатом» и консорциум потребителей с другой договорились о цене на долгосрочный период. Но, безусловно, такая стоимость возможна, только если будут зафиксированы обязательства по потреблению, и потребитель, что называется, не выйдет из контракта», - пояснил Андрей Максимов.

В поисках срока окупаемости

Несмотря на новации на законодательном уровне, проблему привлечения частных инвестиций в энергетическую инфраструктуру на труднодоступных территориях они полностью не снимают. Хотя на эти цели при условии государственных мер поддержки возможно привлечь свыше 300 млрд руб., сообщил Анатолий Широков.

Активное участие независимых компаний в развитии локальной энергетики пока не столь заметно, многие проекты в удаленных районах реализуются под эгидой ПАО «РусГидро». В частности, программой развития в ДФО предусмотрена модернизация 270 объектов неэффективной дизельной генерации общей мощностью 477 МВт. При этом на первом этапе будет обновлено 80 объектов в Якутии и на Камчатке суммарной мощностью почти 170 МВт.

Необходим более адресный подход к стимулированию частных игроков, включая небольшие компании. «Программа развития поддержки локальной энергетики в удаленных изолированных районах кроме как в виде субсидий на техприсоединение сегодня не предусмотрена. Да и получить ее могут только крупные инвестиционные проекты, где технологическое присоединение к энергосистеме технически осуществимо и экономически целесообразно», - свидетельствует сенатор Андрей Шохин.

Период окупаемости проектов у «РусГидро» составляет 15 лет. Если для крупного энергохолдинга это более-менее приемлемый срок, то для независимого бизнеса -достаточно большой, под который сложно привлечь кредитные ресурсы.

Как рассказал Андрей Максимов, в качестве одного из решений для потенциального инвестора возможна дополнительная поддержка по линии Фонда развития ЖКХ (как правило, дизельная станция в северном поселке является не только поставщиком электричества, но и тепла). Тем самым период окупаемости может быть снижен до 8-10 лет.

Отличие инвестпроектов локальной энергетики заключается в необходимости нахождения баланса экономических интересов между потребителем и производителем электроэнергии, а также оптимальной юридической конструкции, которая обеспечивает гарантии для обеих сторон, отмечает управляющий директор Корпорации развития Дальнего Востока Андрей Шарафутдинов.

Важно создавать оптимальные тарифные условия для инвестиционной привлекательности объектов генерации в труднодоступных районах, расширения возможностей данного бизнеса, говорит замначальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Сергей Дудкин. Сейчас на выходе находится правительственное постановление о регуляторных отношениях в электроэнергетике, в котором одно из изменений позволит производителю электроэнергии по своему заявлению снижать размер экономии топлива, учитываемой в тарифах. Эту разницу он сможет направить, к примеру, на развитие электросетевого комплекса.

Данная потребность возникает при создании горнорудного кластера в Усть-Янском и Верхоянском районах Якутии. Энергоснабжение будет обеспечивать атомная станция малой мощности в поселке Усть-Куйга. Предусмотрена поставка энергии в соседние поселки, для чего придется строить электросетевое хозяйство.

Еще один законопроект внесен Минэнерго в Госдуму. «Он предполагает распространение уже существующего опыта заключения двусторонних долгосрочных договоров в технологически изолированных крупных энергетических системах на локальные энергосистемы и отмену регулирования тарифов в виде предельных уровней. Это нужно для того, чтобы стороны по договору могли на долгосрочной основе зафиксировать ценовые параметры и под эти контракты привлекать финансирование в кредитных учреждениях, таким образом обеспечивая возможность реализации данных проектов», - рассказал Сергей Дудкин, добавив, что данный подход вполне применим и для небольших проектов.

Энергия малых

Вопрос рентабельности проектов, связанных с локальными энергосистемами, обращает внимание потенциальных инвесторов к новым технологиям. Сейчас получает распространение идея создания атомных и гидроэлектростанций малой мощности.

Дело в том, что стоимость завоза энергоносителей (даже с применением энергии ветра и солнца гибридные установки потребляют дизтопливо) может нивелировать преимущества в капитальных затратах и существенно ухудшить экономику комплексного инвестпроекта. В этой связи, говорит гендиректор ООО «Генерация» Александр Курчатов, малые ГЭС при обеспечении заданного напора воды имеют наименьшую себестоимость производства электроэнергии и стабильные выходные параметры.

Несмотря на низкие температуры в Арктике, в качестве альтернативы дизельному топливу можно использовать гидропотенциал рек и рассматривать комбинированные варианты круглогодичных локальных энергоцентров, рассуждает генеральный директор ООО «Глобал Гидро Рус» Николай Сафронов.

«Когда говорят, что у нас реки замерзают, вечная мерзлота и вообще такой страх, я привожу в пример Канаду. Там самая низкая температура - минус 68 градусов, средняя температура января – минус 34. Тем не менее она располагает 15 МВт на малых гидроэлектростанциях. Возьмите Исландию, которая поднялась на мини-ГЭС, Гренландию или Норвегию», - подчеркнул Николай Сафронов.

В принципе у каждого северного поселка, а они на изолированных территориях, как правило, находятся на реках, можно построить мини-ГЭС на 1-2 МВт, считает он. В итоге от 80 до 100 дней реально получать электроснабжение только от этого источника, существенно сэкономив на дизтопливе.

Если говорить о промышленном применении данной технологии, то на Чукотке готовится своего рода пилотный проект. Для энергоснабжения производства по добыче россыпного золота в Иультинском районе будет возведена гидроэлектростанция мощностью 1 МВт с перспективой расширения до 15 МВт.

«Мы взяли самый пессимистичный вариант, завышенное по цене оборудование в три-четыре раза, сделали расчеты, получив окупаемость вложений в 6 лет с привлечением денег под 13% годовых», - сообщил гендиректор «Глобал Гидро Рус», правда, он уточнил, что участники проекта рассчитывают на прочие льготы (золотодобытчик является резидентом Арктической зоны).

К созданию мини-ГЭС присматривается «Росатом», но, конечно, госкорпорация предлагает решения по своему основному профилю. Это использование атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Ритм-200Н» мощностью 110 МВт, которая будет применена в рамках вышеупомянутого проекта в Усть-Куйге. Сегодня там начинается строительство.

Расчеты показывают, что новый источник энергоснабжения достаточно конкурентоспособный, проинформировал вице-президент по проектам малой мощности, контрактации и комплектным поставкам оборудования АО «Русатом Оверсиз» Олег Сиразетдинов.

«В Усть-Куйге, которая в советское время являлась транспортным узлом, в том числе по углеводородному топливу, тариф вдвое ниже, чем экономически обоснованный, утвержденный государством. А в поселке Депутатский, где будет возрождаться Депутатское месторождение олова, тариф ниже более чем в три раза, даже с учетом сооружения сетей для снабжения добывающей компании», – сказал менеджер.

Еще один проект – АСММ на базе реакторной установки «Шельф-М». Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт, что позволит обеспечить генерацию до 10 МВт электрической энергии. Такую станцию планируется возвести для освоения золоторудного месторождения Совиное на Чукотке. Также к внедрению новой технологии рассматривается порядка десяти площадок в Якутии и пять в Красноярском крае.

«Мы к инвестору с деньгами не идем, но требуем take or pay для потребления энергии в нужном размере по обговоренному тарифу на перспективу. Очень важно, что тариф здесь практически не зависит от рыночных биржевых товаров, может быть, за исключением урана. Но доля урана в тарифе – до 4%. Главное, тариф прогнозируем, что важно для инвесторов», – заверил вице-президент «Русатом Оверсиз».