«Опасения о высоком уровне выбросов на ГЭС опровергнуты на практике»

– За счёт чего компания намерена сокращать эмиссию парниковых газов?

– Программа включает три основные составляющие. Это модернизация действующих активов, строительство новых, экологически правильных (углеродно нейтральных) мощностей и компенсационные мероприятия там, где полностью избежать выбросов невозможно.

– Каковы основные пункты плана обновления действующей гидрогенерации, подконтрольной En+ Group, для повышения низкоуглеродной выработки?

– С точки зрения модернизации существующих активов En+ Group ситуация понятна. Если мы говорим про существующие ГЭС, то это продолжение программы «Новая энергия». К 2022 году за счёт обновления оборудования на наших гидростанциях мы рассчитываем дополнительно произвести 2 млрд кВт•ч, используя аналогичный объём воды. На следующий период – до 2030 года – мы сейчас ведём расчёты. Внутренняя механика программы «Новая энергия» не так проста, как кажется на первый взгляд. Речь не идёт, например, просто о замене турбины и получении за счёт большей мощности дополнительной выработки.

У нас есть две причины для замены оборудования: по наработке и по сроку службы. Второе – это экономика. С точки зрения надёжности всё, что сейчас установлено на наших ГЭС, полностью соответствует всем техтребованиям. Дальше мы анализируем ситуацию на каждой конкретной станции: даёт ли нам замена старой техники новой какие-то дополнительные экономические эффекты. Если они соответствуют критериям эффективности для проектов группы, то мероприятия будут реализованы. Принимая решения, мы учитываем множество факторов, анализируем прогноз водного баланса, на его основе просчитываем будущую загрузку нового оборудования.

Так, на Иркутской ГЭС – наименее мощной среди сибирских гидростанций En+ Group – гидроагрегаты работали с момента пуска. Комплексное техническое перевооружение четырёх установок с заменой и рабочего колеса, и генератора позволит увеличить единичную мощность каждого гидроагрегата с 82,6 до 107,5 МВт. Прирост увеличивает объём продажи мощности в рамках конкурентного отбора мощности, а также даёт нам дополнительную выработку электроэнергии. По Иркутской ГЭС контракт подписан на четыре гидроагрегата, далее анализируем и ищем эффективные решения для оставшихся четырёх. Первые четыре гидроагрегата гарантированно будут в работе постоянно, по следующим четырём загрузка будет зависеть от водного баланса и, возможно, нужны будут другие технические решения в отношении оборудования.

На Братской и Красноярской ГЭС установлены колёса с обновлённой геометрией лопаток, это даёт увеличение КПД оборудования, улучшает напорные характеристики ГЭС и позволяет выработать больше электроэнергии. Генераторная часть Красноярской ГЭС в 2014 году обновлена полностью. Сейчас в проработке проекты по замене генераторов на Братской ГЭС, анализируем, какой прирост мощности возможно получить.

Поэтому сейчас мы можем сказать, что прирост в 2 млрд кВт•ч, прогнозируемый по программе «Новая энергия», с 2022 года будет гарантированно достигнут, следующими проектами мы будем данный показатель только увеличивать.

– Наряду с модернизацией ГЭС En+ Group говорит о желании перевести на газ 3,8 ГВт угольной генерации «Иркутскэнерго», которые сейчас выделены в отдельную структуру – «Байкальскую энергетическую компанию» (БЭК). В программе En+ NetZero этот пункт отнесён на 2025–2030 годы. Что необходимо для реализации этого пункта?

– Газификация ТЭЦ в Иркутской области – это второй большой блок, который мы бы очень хотели реализовать. В выступлениях президента РФ Владимира Путина мы слышим о том, что «Газпрому» поставлена задача газифицировать регионы. В принципе, магистральный газ в Иркутской области уже есть: «Силу Сибири» наполняют в том числе северные месторождения региона, начинается освоение гигантского Ковыктинского месторождения. Если газификация будет, то ТЭЦ однозначно необходимо газифицировать. С точки зрения снижения выбросов этот проект даёт самый большой эффект, так как угольная генерация имеет максимальный эмиссионный след. Сейчас средние УРУТ по угольной генерации «Иркутскэнерго» составляют около 340–350 г на 1 кВт•ч выработки. Снизить эмиссию парниковых газов угольной генерации за счёт современного экологического оборудования, тех же электрофильтров, нельзя: можно улавливать золу, но CO₂ при этом всё равно будет образовываться при сжигании угля и попадать в атмосферу. Единственный путь «озеленения» для угольных ТЭЦ без газификации – технологии улавливания (CCS) и последующей утилизации (закачки в пласт).

– Ранее эксперты рынка указывали, что стоимость газификации угольных ТЭЦ «Иркутскэнерго», использующих в качестве резервного топлива мазут, будет сопоставима с ценой строительства новой генерации с нуля...

– Я не думаю, что оно будет сопоставимо со стоимостью нового строительства. Существуют некоторые нюансы внутри, касающиеся сейсмичности. Вопрос газификации, по сути, сводится к тому, насколько сами здания и сооружения необходимо перестраивать. Они строились в советское время под одни сейсмические параметры, а потом нормативы по сейсмичности изменились. Если провести сейсмическое зонирование, что допускается, и на основе замеров и исследований сохранить прежние требования, то, в принципе, газификация будет стоить сравнительно недорого.

– Глава Минэнерго Николай Шульгинов на РЭН-2021 заявил, что Минэнерго рассчитывает на продление программы модернизации ТЭС после 2031 года с упором на когенерацию и парогазовый цикл на прежних условиях, то есть за счёт средств ОРЭМ. Рассматриваете ли вы возможность газификации ваших ТЭЦ в рамках этой программы?

– В рамках действующей программы КОММода мы уже получили право обновить угольные ТЭС с вложениями на 17 млрд рублей. Заявиться на отборы с проектами газификации пока невозможно – нет газа. Когда он появится, мы будем изучать такие перспективы. Мы полагаем правильным использовать госпрограммы при модернизации, будем рассматривать возможность всех имеющихся инструментов. Но тут важно понимать, что обновление не является нашей самоцелью, необходимо, чтобы проекты несли в себе и экономическую рентабельность. Мы неоднократно говорили и продолжаем повторять, что те же ГЭС заслуживают стать участниками госпрограмм по модернизации. Они также важны для ЕЭС, как тепловая генерация, их обновление и повышение эффективности позволяют существенно снижать выбросы в целом по энергосистеме. Но пока модернизируются только ТЭС, что, на наш взгляд, не совсем справедливо.

– БЭК включает не только угольные ТЭС, но и топливную базу – угольные разрезы. Какова судьба этих активов в случае газификации электростанций?

– Конечно, в этом случае у нас возникнет большая проблема с угольным бизнесом. Часть разрезов ориентированы на экспортные продажи, часть – на собственное потребление. Во втором случае переориентация необходима, нужно будет думать про занятость в этих населённых пунктах. Обсуждаем движение в сторону углехимии. Но с учётом эффекта по сокращению выбросов этими вопросами стоит заниматься очень внимательно.

– К 2050 году En+ намерена снизить эмиссию металлургического производства более чем на 75% (с 39,66 млн т CO₂-экв. в 2018 году до 9,73 млн т в 2050 году) за счёт обновления оборудования и внедрения передовых технологий (прежде всего «инертного анода»). При этом основной эффект в горизонте до 2030 года должен дать генерирующий сегмент, выбросы которого планируется снизить примерно на треть – с 25,19 млн т (в 2018 году) до 17 млн, тогда как эмиссия алюминиевого производства к тому моменту сократится менее чем на 10% – до 36,49 млн т (с временным ростом в 2023–2025 годах до 41,53 млн т). С чем связана разная скорость декарбонизации двух основных секторов En+ Group?

– Это зависит от инвестиционного цикла по основным направлениям движения к углеродной нейтральности. Если мы говорим, например, об объявленной модернизации алюминиевых заводов, то понимаем, что речь, по сути, идёт о строительстве новых производств на площадках действующих заводов. Капитальные затраты по этим проектам колоссальные – около $4,5 млрд, и процесс идёт постепенно. Мы не можем остановить всё производство и после этого на его месте строить новое, да у нас и нет задачи получить колоссальные убытки. Поэтому процесс обновления металлургического сегмента идёт ступенчато и растянут во времени. Условно говоря, мы строим один комплекс новых электролизёров, переводя на него часть нагрузки и пропорционально выводя старую площадку под обновление. Поэтому вопрос сроков здесь – это вопрос длительности инвестиционного цикла. В энергетике ситуация может оказаться проще: если магистральный газ придёт, а сейсмику удастся подтвердить на прежних значениях, глобальной перестройки не потребуется, и котлы ТЭЦ можно будет сравнительно быстро перевести на газ. Тем более что там не требуется значительной достройки. В основном нужно будет перестраивать топливное хозяйство, при этом инфраструктура хранения и подачи угля более сложная, чем газоснабжения. Разные технологии, нюансы заставляют двигаться с разной скоростью в каждом из сегментов.

– То есть пока обновление в энергетическом секторе En+ Group будет идти быстрее, чем в алюминиевом?

– Но нужно понимать, что En+ Group объявила о своих климатических целях и амбициях только в январе. За девять месяцев родилась дорожная карта достижения углеродной нейтральности. Мы её придерживаемся и уже движемся, будем отчитываться о выполнении планов перед рынком. Надо понимать, что это живой документ, который при необходимости мы будем актуализировать. Конкуренции за темпы снижения выбросов между бизнесами в En+ Group точно нет и быть не может.

– В этом году Минэкономразвития предложило обязать владельцев гидрогенерации провести исследования эмиссии парниковых газов из водохранилищ ГЭС. Результаты, по задумке министерства, станут доказательством экологичности этого типа генерации и позволят включить их в «зелёную» таксономию. Осенью En+ Group представила первые результаты таких изысканий, которые ваша компания начала по собственной инициативе несколько лет назад. Чем вызвана упреждающая инициатива En+ Group и каковы первые результаты исследований?

– Два-три года назад на фоне усиления «зелёной» повестки в экспертном сообществе, не только в СМИ, стали высказываться мнения о том, что ГЭС, а точнее, их водохранилища, являются серьёзными эмитентами парниковых газов, метана и СО₂ из-за некачественной лесосводки и последующего гниения древесины на затапливаемых территориях. Здесь мы не были пионерами. Например, в Канаде и Норвегии натурные исследования проведены уже по большинству гидростанций. Опыт уже был, и поэтому мы привлекли к работе специалистов Международной ассоциации гидроэнергетики (IHA) и Межправительственной группы экспертов по изменению климата (IPCC), в том числе Атле ХАРБИ из научно-исследовательского института SINTEF (Норвегия). Это один из авторов методики IPCC по оценке эмиссии водохранилищ. Для нас такая работа была чрезвычайно важна: одно дело – разговоры, другое – инструментально подтверждённые результаты исследований международных экспертов. Полученное подтверждение низкого углеродного следа по нашим ГЭС – часть естественного конкурентного преимущества при продаже алюминия En+ Group.

Работы начались два года назад. Для получения полной картины необходимы четыре сезонных исследования: весной, летом и осенью, а также ещё одно – для верификации результатов. Зимой водоёмы в России покрываются льдом, эмиссия отсутствует. Мы провели полный цикл исследований на одном из крупнейших водохранилищ – Братской ГЭС: весенняя, летняя и осенняя кампании уже прошли. Сейчас делаем повторное осеннее испытание для проверки результатов. По Братскому водохранилищу основной показатель финализирован на 99% и составляет 8,37 г на 1 кВт•ч выработки. На Усть-Илимской ГЭС проведены два цикла из четырёх, предварительный расчёт даёт результат в 2,11 г. После оставшихся этапов показатель уточнится, но уже сейчас понятно, что опасения о высоком уровне выбросов ПГ на ГЭС несостоятельны и опровергнуты на практике. Исследования показывают, что гидрогенерация остаётся одним из самых низкоуглеродных видов генерации даже с учётом эмиссии водохранилищ, лесосводка которых в процессе создания ГЭС, действительно, зачастую проводилась недостаточно качественно.

В дальнейшем совместно с коллегами из «РусГидро» рассчитываем законодательно утвердить эту методику в России, что позволит, привлекая российские НИИ, проводить такие измерения и на других ГЭС страны.

– Возражая этим летом против обязательности исследований эмиссии ГЭС, директор ассоциации «Гидроэнергетика России» Олег Лушников указывал, что полевые работы на 100–130 водохранилищах могут обойтись в 5 млрд рублей. При этом привлечение аккредитованных иностранных верификаторов увеличит расходы ещё в три-четыре раза. Во сколько En+ Group обходятся эти работы?

– Исходя из нашего опыта, цифра кажется завышенной. Полное годовое обследование водохранилища одной ГЭС обходится в 25 млн рублей, стоимость каждого из четырёх циклов – около 77 тысяч евро.

– В вашей программе NetZero проекты, направленные на компенсацию выбросов (в т. ч. лесные), играют значимую роль. С 2018 года компания учитывает ежегодное поглощение 440 тысяч т CO₂, оплачивая авиапатрулирование 505 тысяч га леса в Красноярском крае. К середине века En+ Group намерена снизить суммарную эмиссию CO₂ с нынешних 61 млн т до 25,4 млн т, но за счёт компенсирующих мероприятий на 25,5 млн т в год формально должна превратиться в поглотителя парниковых газов. При этом Евросоюз, ориентирующийся, в отличие от РФ, именно на снижение выбросов, а не на наращивание поглощения, подобные проекты пока не признаёт. Какова логика включения проектов поглощения в стратегию NetZero?

– «Зелёная» повестка для En+ Group – тема не новая. Уже как минимум пять лет мы живём и развиваемся в парадигме устойчивого развития, более обширной темы, включающей в том числе трансформацию производства в сторону углеродной нейтральности. Когда мы только начинали, это воспринималось как некая диковинная заграничная вещь. Сейчас мы прошли по этому пути достаточно далеко, понимаем, что формируется устойчивый спрос на продукцию с низким углеродным следом. При этом пока тема компенсационных проектов через поглощение, действительно, не признаётся в Европе. Но мы исходим из того, что ситуация будет меняться и постепенно эволюционирует, методики и подходы в части поглощения начнут приниматься в расчёт. Для нас это часть концепции устойчивого развития, и мы считаем, что лесные проекты было бы правильно учитывать. Но сами переговоров с еврочиновниками по этому поводу не ведём.

– В вашей презентации, представленной на конференции генераторов в сентябре, указано, что сейчас En+ Group рассматривает возможность строительства четырёх ГЭС в Сибири. С Тельмамской ГЭС (450 МВт) вы планировали участвовать в технологически нейтральном отборе (КОМ НГ) на право строительства новых мощностей для электрификации Восточного полигона РЖД. Каковы условия строительства Мотыгинской (1,1 ГВт), Нижнебогучанской (660 МВт) и Крапивинской (345 МВт) ГЭС?

– Повторюсь, у нас как у частной компании нет задачи реализовывать неэффективные или неокупаемые проекты. Поэтому мы смотрим прежде всего на экономические параметры, обсуждаем с государством варианты финансирования. Если мы говорим про Крапивинскую ГЭС, то там у нас есть Новокузнецкий алюминиевый завод, и основная тема понятна – это синергия с металлургическим производством. Нижнебогучанская ГЭС рассматривается с прицелом на прогнозируемый рост производства и потребления на Богучанском и вводимом Тайшетском алюминиевых заводах. Мотыгинская ГЭС – пока концептуальный проект. Там есть идея смотреть его в связке с производством «зелёного» водорода: ставить электролизёр, конвертировать энергию в новый вид топлива и продавать уже водород.

В нашем понимании ГЭС должны занимать значимое место в стратегии развития энергетики и в энергобалансе страны. Основные преимущества – манёвренность и чистота на фоне минимального углеродного следа. При этом выработка ГЭС не так зависит от погоды, как другие виды ВИЭ – ветер и солнце. По мере роста объёма производства энергии из возобновляемых источников у «Системного оператора» будет увеличиваться спрос на балансирующие мощности, в роли которых могут выступать ГЭС. Альтернативный путь – накопители, фактически в объёме генерации (то есть речь идёт о сотнях мегаватт), ГЭС либо ГАЭС. Развитие энергосистемы – государственная задача, поэтому механизмы поддержки, вопросы окупаемости и повышения эффективности ЕЭС не могут решаться без привлечения государства.

– В ходе РЭН г-н Шульгинов заявил, что Минэнерго оценивает потребности в новой гидроаккумулирующей генерации для балансировки ЕЭС не менее чем в 5 ГВт, но это не срочные проекты, их планируется реализовать в 2035–2050 годах. En+ Group не интересно заняться строительством ГАЭС?

– Наш базовый регион – Сибирь, где расположены основные генерирующие активы и алюминиевые заводы. Здесь у нас есть синергетический эффект, но гидропотенциал региона ещё не освоен, так что вместо ГАЭС нам интереснее строить ГЭС, ресурсов которых хватит не только нам, но и нашим детям и внукам.

– Насколько En+ Group как крупному потребителю интересна тема «классических» ВИЭ, строительства ВЭС и СЭС в рамках ДПМ ВИЭ 2.0?

– Уверен, что точечно эти технологии могут быть интересны РУСАЛу – там, где будет экономическая эффективность по замене топливной генерации на ВИЭ. Поэтому к ситуации в этом секторе пока присматриваемся. Но пока ДПМ ВИЭ нам интересен в части малых ГЭС, мы реализуем подобные проекты и хотели бы продолжать. Проблема в том, что действующие нормы отбора дискриминируют МГЭС – они не получают 100-процентной оплаты в отличие от ВЭС и СЭС. По малым станциям не производится учёт мощности по напорным характеристикам, как это происходит с крупными ГЭС, берётся среднегодовая загрузка (выработка) с учётом сезонности, что снижает рентабельность проектов: по факту рынок оплачивает 15 МВт ВЭС и СЭС, мощности которых в реальности не существует, а для МГЭС по текущим условиям из 15 МВт будет оплачено лишь 11 или 12 МВт. Если ввести единые правила игры, я более чем уверен, что заявок по МГЭС на конкурсах ДПМ ВИЭ станет больше. Сейчас их явно недостаточно.

– В вашей презентации на конференции «Совета производителей энергии» указаны объёмы производства водорода, которое может быть развёрнуто на действующих ГЭС En+ Group. Объёмы указаны небольшие – 3–5,4 тысячи т в год. Насколько проработаны эти проекты?

– Пока конкретных проектов у нас нет, рынок только формируется, мы анализировали текущую ситуацию исключительно с точки зрения наличия энергетических резервов для создания такого производства. У нас есть возможность увеличивать загрузку турбин на ГЭС, но системе эта энергия пока не нужна. Поэтому мы посчитали свободные мощности, дальше будем считать экономику. Думаю, говорить о деталях мы сможем через шесть-девять месяцев. Тогда же сможем ответить на вопрос о возможных схемах поставки энергии ГЭС на водородные электролизёры. Но в целом, я полагаю, это будут свободные договоры на рыночных условиях.

Материал подготовлен в рамках совместного проекта портала «Переток» и журнала «Энергия без границ»

30 ноября 2021 в 18:25