В конце 2021 года Медногорский медно-серный комбинат, входящий в состав Уральской горно-металлургической компании (УГМК), приступил к строительству собственного энергоцентра. В декабре мини-электростанцию на паротурбинной установке открыли на другом предприятии компании – Среднеуральском медеплавильном заводе (СУМЗ). К идее о том, что пора вырабатывать собственное электричество, уменьшая зависимость от центральных сетей энергоснабжения, приходят все больше представителей российской промышленности. «Профиль» выяснил причины этого тренда.
Как это работает
Мини-ТЭЦ в составе завода – это компактные силовые установки мощностью до 50 МВт. В зависимости от региона и специфики предприятия возможны разные способы генерации энергии, в том числе солнечные, ветровые и гидроэлектростанции. Но в российских условиях наиболее распространены два типа установок.
Первый – ТЭЦ на базе поршневого двигателя, работающего на природном газе: этот вид топлива дешевле возможных альтернатив (бензина, дизеля, мазута). Газопоршневые установки экологически безопасны и имеют высокий КПД – нужно только правильно подобрать мощность.
Второй тип – ТЭЦ на базе паровой турбины. Ее КПД ниже, зато топливо бесплатное: такие генераторы устанавливаются на заводах, где в процессе работы образуется водяной пар либо создаются пригодные для сжигания отходы (опилки, продовольственная органика и т. д.). Популярность этого варианта растет на фоне экологизации промышленности. Предприятия стремятся внедрять технологии замкнутого цикла. Раньше пар просто уходил в небо, а отходы приходилось утилизировать менее «зеленым» способом. Если же использовать эти ресурсы на собственной ТЭЦ, снижается общая углеродоемкость производства, за счет чего можно сэкономить на углеродных налогах при поставке продукции в Европу. Еще больше повысить энергоэффективность предприятия можно благодаря когенерации. Это принцип работы мини-ТЭЦ, когда теплу, выделяемому во время производства электричества, тоже не дают пропасть даром, направляя на отопление помещений.
Почему промышленность переходит на собственную генерацию? Ответ на поверхности: это выгодно. Централизованное энергоснабжение, когда электричество добывается на крупной станции, а затем распределяется по длинной сети (которую надо обслуживать и чинить), оказывается дороже того, что произведено в непосредственной близости от потребителя. В российских реалиях есть и другая причина. В тарифы на электроэнергию для оптовых потребителей (стабильно растущие на 5–10% в год) у нас включены нерыночные надбавки: перекрестное субсидирование, договоры о предоставлении мощности и т. д. По данным «НП Совет рынка», они составляют до 37% величины тарифа. В результате, по экспертным оценкам, разница в цене между собственной и покупной энергией в ряде случаев достигает 5 рублей за киловатт-час.
Главное, что удерживает предприятия от строительства своих ТЭЦ, – большие капитальные вложения. Этот барьер можно преодолеть путем заключения энергосервисного контракта, когда возведение станции полностью оплачивается инвестором, после чего завод-заказчик арендует ее на долгий срок. Эта модель выгодна и по технологическим причинам: инвестор привлекает энергетическую компанию, которая обслуживает объект на начальном этапе, постепенно передавая эти компетенции заказчику. Примерно через 10–12 лет после запуска энергоцентр переходит в собственность предприятия.
Мировой тренд
Малые электростанции – та самая распределенная интеллектуальная энергетика, в которой аналитики видят будущее. Какой объем электричества приходится на нее сегодня, известно лишь приблизительно: не все частные проекты отражаются в публичной статистике. В 2020 году «Системный оператор ЕЭС» оценил объем мощностей на предприятиях и розничном рынке РФ в 14,6 ГВт. По данным Vygon Consulting, российский бизнес генерирует для себя уже 15 ГВт. Ежегодно этот показатель растет примерно на 500 МВт.
При этом суммарная мощность российской энергосистемы составляет 240 ГВт. Таким образом, собственные электростанции пока не стали массовым явлением. Вероятнее всего, предприятия, которые развернут их в ближайшие годы, получат конкурентное преимущество. Кстати, за рубежом маятник уже качнулся в сторону распределенной энергетики: с 2018 года объем вводимых мощностей у нее выше, чем у централизованной. По прогнозу Navigant Research, в 2017–2026 годах мощность распределенной генерации на планете увеличится вчетверо, составив 528 ГВт. С учетом развития «умных» сетей (smart grids), позволяющих пользователям торговать друг с другом излишками энергии, перспективы централизованного энергоснабжения кажутся незавидными. Впрочем, пока бизнес не стремится бить рекорды по собственной генерации. Прагматичнее оставаться в общей сети, сочетая энергию из разных источников в зависимости от времени суток и текущих задач.
Опыт металлургов
Директор по энергетике УГМК Владимир Нечитайлов Пресс-служба УГМК
В России пионерами распределенной генерации стали отрасли, себестоимость продукции которых сильно зависит от энерготарифов: добывающая, обрабатывающая и лесная промышленность, машиностроение. В том числе собственными энергоцентрами оборудованы заводы крупных игроков металлургической отрасли – УГМК, «Северсталь», «НЛМК-Урал», ТМК.
Пример металлургов демонстрирует еще одно преимущество такой генерации, напрямую не связанное с экономическими показателями. О нем «Профилю» рассказал директор Среднеуральского медеплавильного завода (входит в УГМК) Багир Абдулазизов. «Проработки по строительству собственной генерации на СУМЗ начались после 19 ноября 2009 года, – вспоминает он. – В этот день на подстанции «Первоуральская» произошло возгорание, в результате чего были обесточены потребители городов Ревды и Первоуральска. При этом произошло полное отключение электроустановок завода на 40 минут. Более длительное отсутствие напряжения и отсутствие охлаждения печей медеплавильного цеха привело бы к аварии».
«До ввода собственной генерации предприятие из-за отключений на внешних сетях могло останавливаться до 50 раз в год. Поэтому основной целью строительства собственной мини-ТЭЦ было обеспечение надежности энергоснабжения СУМЗ», – добавляет директор по энергетике УГМК Владимир Нечитайлов.
Директор Среднеуральского медеплавильного завода Багир Абдулазизов Пресс-служба УГМК
В 2014 году на СУМЗ запущена в эксплуатацию газопоршневая мини-ТЭЦ с когенерацией электричества и тепла. Мощность объекта – 21,5 МВт и 17,8 Гкал/час соответственно. «Станция не позволяет в автономном режиме продолжать работу предприятия, но обеспечивает режим энергобезопасности основных агрегатов. При отключении внешнего электроснабжения это исключает вероятность возникновения аварийных ситуаций», – отмечает Багир Абдулазизов. А недавно завод получил паротурбинную установку, в которой используется пар, получаемый при производстве черновой меди. Она дополнительно выдает в сеть до 7,5 МВт электрической мощности. В сумме оба источника генерации покрывают 40% потребности СУМЗ в электроэнергии.
«После запуска мини-ТЭЦ с 2015 по 2022 год СУМЗ получил экономический эффект более 100 млн рублей. Прогнозируемый эффект за 12‑летний период действия BOT-контракта паротурбинной установки составит более 300 млн рублей», – рассказывает Абдулазизов.
По словам Владимира Нечитайлова, положительный результат, полученный на СУМЗ, стал толчком для строительства объектов малой генерации на других предприятиях УГМК. В частности, они запущены на заводах «Уралэлектромедь» (филиал «Производство сплавов цветных металлов») и «Электрокабель «Кольчугинский завод». Всего реализовано 8 проектов суммарной мощностью 111 МВт.
В ближайшие годы на службу предприятиям УГМК в рамках реализации корпоративной стратегии поступят еще 12 энергоцентров с общей мощностью 235 МВт. Собственные электростанции появятся на ММСК, «Башкирской меди», Учалинском ГОКе, Кировском и Ревдинском заводах по обработке цветных металлов, филиале «Производство полиметаллов» «Уралэлектромеди». В результате УГМК сможет самостоятельно вырабатывать до половины потребляемой энергии уже в 2025 году.
