В малых формах

Фото: Владимир Холостых

В

Как заявлено на последнем мартовском заседании, уже в нынешнем году в Тюменском регионе будет построено 43 энергообъекта, в том числе сетевые: в первую очередь в наиболее дефицитных Ноябрьском, Когалымском, Няганском, Нижневартовском и Нефтеюганском энергоузлах. При этом значительные территории Ямала и Югры останутся отрезаны от центрального электроснабжения.

На обочине

В Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском АО складывается, на первый взгляд, парадоксальная ситуация. Ямал — газовая вотчина России (здесь добывается до 90% российского природного газа), но в округе нет ни одной крупной электростанции. Югра занимает первое место по выработке электроэнергии, снабжая ею Тюменскую область (за счет Сургутских ГРЭС1 и ГРЭС2, а также Нижневартовской ГРЭС), но значительная территория самого округа живет за счет локальных станций, дизельных и газотурбинных. 

ЯНАО с точки зрения энергоснабжения — один из наиболее проблемных регионов России. Сложность обусловлена наличием на территории округа двух отдельных зон электроснабжения. Централизованная расположена в восточной и южной частях округа, ее потребители обеспечиваются электроэнергией от сетей Тюменьэнерго. Децентрализованная — на западе и севере, в нее входит 69 населенных пунктов Ямала, в том числе столичный район Салехард — Лабытнанги — Харп. В этой зоне электроэнергия производится на муниципальных электростанциях небольшой мощности, в основном дизельных. Общее количество децентрализованных генерирующих источников в ЯНАО — 672.

В ХМАО ситуация похожа: централизованное электроснабжение отсутствует на северозападе округа, где нет значительных запасов нефти и не ведется разработка месторождений. Самое сложное положение в Березовском районе: он полностью обеспечивается тепловой и электрической энергией за счет дизельных и небольших газовых станций. Крупнейший генерирующий объект в этом районе — газотурбинная электростанция установленной мощностью 12,5 МВт в поселке Игрим. В Октябрьском районе электроснабжение десяти (из 14) населенных пунктов также идет от автономных источников. В Белоярском из 11 поселков только семь подключены к централизованному снабжению Тюменьэнерго, остальные живут за счет локальных электростанций. В прочих районах округа ситуация не такая критическая, но практически в каждом электроснабжение децентрализованное.

На Ямале небольшие электростанции находятся в основном на балансе муниципалитетов. В Югре в 2006 году на уровне правительства округа принято решение о передаче генерирующих мощностей, расположенных в отдаленных территориях и не входящих в систему РАО ЕЭС, Югорской генерирующей компании (ЮГК), 100процентной «дочке» Югорской территориальной энергетической компании (ЮТЭК), созданной правительством ХМАО. В июле 2006 года ЮГК заключила договоры с администрациями Октябрьского, Березовского, Кондинского, ХантыМансийского и Нижневартовского районов ХМАО о передаче в эксплуатацию генерирующих мощностей. Сейчас завершена инвентаризация объектов. Как сообщили в ЮТЭК, переданные на баланс компании дизельные и газовые станции рассчитаны на выработку 60 млн кВт?ч энергии в год.

Таблица

Потери в тепловых сетях на территории Ямало-Ненецкого АО

Генерация малая, проблемы большие

Аналитики ХМАО и ЯНАО выделяют несколько основных проблем, с которыми сталкиваются районы при эксплуатации дизельных электростанций. Во-первых, в большинстве территорий попросту нет дорог, что затрудняет доставку в населенные пункты дизельгенераторов. В Югре до сих пор вспоминают, как полтора года назад в деревне Тугияны Белоярского района, куда добраться можно только вертолетом, сгорела дизельная электростанция. Чтобы в деревенских домах зажегся свет, местным властям и энергетикам ЮТЭК пришлось проявлять чудеса изобретательности: в Белоярском смонтировали электростанцию в автомобильном кунге, а как только установилась погода, вертолетом доставили станцию на место, оставалось лишь подключить дизель к сети. «Всего пять дней там не было электроэнергии, так быстро все сделали», — вспоминают в ЮТЭК. В некоторых населенных пунктах дизельные электростанции действуют по 12 часов в день и менее.

Во-вторых, объекты в децентрализованном секторе работают на дорогом привозном дизельном топливе: стоимость обусловлена тем, что привезти его можно только в летнюю навигацию водным путем. Как отмечает аналитик рынка, доктор экономических наук Ирина Булгакова, это негативно сказывается и на надежности энергоснабжения, и на себестоимости электроэнергии: «Производство затратное, и электроэнергия получается очень дорогой». По данным администрации Октябрьского района ХМАО, разница в тарифах для населения на электроэнергию в поселках с дизельными станциями и отпускаемую централизованно — 18 раз. Для поддержки сельхозпроизводителей в этом районе действует субсидирование разницы тарифов: в 2006 году из районного бюджета на эти нужды выделено 2 млн 45 тыс. рублей.

Втретьих, состояние большей части оборудования плачевно. К примеру, в Октябрьском районе из 24 дизельгенераторов десять уже выработали моторесурс, а через год-два он закончится еще у пяти. Ряд электростанций выработали ресурс полностью. В ЮГК разрабатывают инвестиционную программу для модернизации генерирующих мощностей, но объем необходимого финансирования назвать не готовы.

По данным Ирины Булгаковой, удельный расход топлива на дизельных электростанциях составляет порядка 544 г/кВт?ч, что в 1,75 раза больше, чем на электростанциях ОАО «Тюменьэнерго» (311,2 г/кВт?ч): «Сравнивать показатели большой энергосистемы и малых электростанций не совсем корректно. Однако разница говорит о том, что завышенные расходы топлива объясняются не только различием расчетных характеристик больших энергосистем и малых электростанций, но и несовершенством используемого оборудования».

Не было бы счастья

Заместитель председателя правительства ХМАО Вячеслав Новицкий констатирует: «Понятно, что во все населенные пункты и деревни нет необходимости вести линии высокого напряжения. Надо считать экономику. Но экономика считается поразному: проводя ЛЭП в каком-то одном направлении, мы должны быть уверены, что на этой территории будет развиваться и лесной комплекс, и нефтегазовый, пойдет освоение давно разведанных месторождений, которые сегодня не эксплуатируются изза отсутствия электроэнергии или дорог».

Еще в 1997м в автономном округе приступили к реализации программы «Централизованное электроснабжение населенных пунктов Югры». Соинвестором строительства энергообъектов выступило Тюменьэнерго. В рамках документа разработаны проекты строительства ВЛ 110 кВ Игрим — Березово (Березовский район) и ВЛ 110 кВ Сергино — Октябрьская (Октябрьский район). Сейчас эти планы скорректированы и внесены в инвестпрограмму Тюменьэнерго. Сроки ускорены: линию Сергино — Октябрьская планируют запустить не в 2010 году, как предполагалось ранее, а уже в 2008м. 

Игрим — Березово должны ввести к 2010 году. Возведение этой линии вошло в амбициозный проект «Урал промышленный — Урал Полярный». Именно на территории Березовского района открыты месторождения полезных ископаемых, цветных и драгоценных металлов, природных минералов. Однако изза отсутствия централизованного электроснабжения и транспортной инфраструктуры эти месторождения до сих пор не освоены.

Ямал также возлагает надежды на «Урал промышленный — Урал Полярный». МРСК Урала и Волги в прошлом году объявила, что в рамках создания энергоинфраструктуры Полярного Урала силами Тюменьэнерго будет построена ВЛ 220 кВ Надым — Салехард протяженностью 336 км. Также планируется строительство подстанции в Салехарде. Новая линия и ВЛ 110 кВ Надым — Багульник свяжет с Тюменской энергосистемой северные районы Ямала, повысит надежность электроснабжения городов Надым, Салехард и Лабытнанги, поселков Харп и Сайда. Запуск объектов приведет к значительному (на 60% и более) удешевлению энергии для потребителей. 

Не отходя от скважины

Другой сегмент автономной энергетики Тюменского севера — локальные газотурбинные и газопоршневые электростанции, которые строят прямо на месторождениях нефтегазовые компании. Пионером в этой области стало ОАО «Сургутнефтегаз», которое в 1999 году приступило к реализации собственной программы по строительству газотурбинных электростанций (ГТЭС), работающих на попутном нефтяном газе.

За счет выработки на собственных энергетических объектах «Сургутнефтегаз» сегодня покрывает четвертую часть всех потребностей в электроэнергии. На нефтегазовых месторождениях компании работают 11 ГТЭС, четыре из них введены в эксплуатацию в 2006 году. Общая установленная мощность всех ГТЭС «Сургутнефтегаза» составляет 307,5 МВт. Станции позволяют компании ежесуточно вырабатывать более 6,5 млн кВт?ч электроэнергии. Но компания не намерена останавливаться: в этом году она введет в строй три станции на Северо-Лабатьюганском и Тромъеганском месторождениях (24 и 12 МВт) и на Верхненадымском месторождении. Еще три ГТЭС будут построены к 2008 году. Причем стратегия компании заключается в опережающем строительстве генераций на месторождениях: к началу добычи объект должен быть обеспечен собственной электроэнергией. «Повышается надежность электроснабжения при нефтедобыче, так как обеспечение есть и от внутренних, и от внешних источников питания», — отмечают специалисты «Сургутнефтегаза».

В те годы, когда компания запускала энергетическую программу, строительство энергообъектов было у нефтяников не в моде. Позже компании одна за другой стали обзаводиться станциями. Так, у ОАО «Сибнефть — Ноябрьскнефтегаз» в Ноябрьском регионе ЯНАО действуют две газопоршневые электростанции по 10 МВт (для обеспечения работы на Крапивинском месторождении), а также шесть дизельных передвижных электростанций, каждая из трех блоков по 1 МВт. А осенью 2006 года одобрено решение по строительству в Ноябрьском регионе газотурбинной электростанции Сумгутская мощностью 64 МВт.

Сегодня о проектировании собственных энергоисточников небольшой мощности заявляют практически все нефтяные компании. Так, на Салымской группе месторождений в Югре газотурбинную станцию в 45 МВт намерена построить компания «Салым Петролеум Девелопмент». Сдача объекта планируется в конце 2007 — начале 2008 года. ООО «Роснефть-Пурнефтегаз» намерено до 2011 года построить на Барсуковском и Тарасовском месторождениях в ЯНАО электростанции мощностью в 24 и 52 МВт соответственно. Первую очередь Барсуковской станции намечено ввести в работу в 2009 году, вторую — в 2011 году. Электростанцию на Тарасовском предполагается сдать в 2008 году.

В середине марта компания «Лукойл — Западная Сибирь» объявила, что подписала с ОАО «Авиадвигатель» (Пермь) контракт на строительство газотурбинной электростанции из шести блоков мощностью 72 МВт для обеспечения электроэнергией одного из своих самых крупных нефтяных месторождений в ХМАО — Ватьеганского. Пуск запланирован на декабрь 2007 года. В качестве топлива будет использоваться попутный нефтяной газ, добываемый на месторождениях «Когалымнефтегаза» (входит в «Лукойл — Западная Сибирь»). Новая станция станет самым крупным объектом собственной генерации «Лукойла»: в дочерних обществах компании эксплуатируется более 180 энергоисточников различных типов общей мощностью 65 МВт (из них 36 МВт приходится на электростанцию ООО «Регионэнергогаз», которое «Лукойл» и его «дочка» купили в феврале этого года). «Мы изучаем возможности строительства еще нескольких сотен газоэнергетических комплексов, которые позволят надежно обеспечить электроэнергией наши месторождения, повысить объемы утилизации попутного газа», — заявил президент «Лукойла» Вагит Алекперов. Дефицитом энергомощностей РАО ЕЭС объясняют строительство энергообъектов и другие нефтяные компании. 

А 29 декабря 2006 года правительство ХМАО (Югры) и компания «Интертехэлектро — Новая Генерация» подписали соглашение о комплексной реализации инвестиционных проектов на территории округа. При правительстве Югры сформирована рабочая группа, в которую вошли представители компании «Интертехэлектро — Новая Генерация», МСРК Урала и Волги, Тюменьэнерго, Тюменской энергосбытовой компании и ТГК10. Обозначены энергодефицитные узлы, в которых будут строиться энергообъекты:  в районах Приобского месторождения, Сургутского района, городов Нягань, ХантыМансийск и поселка Игрим. Правительство Югры обязуется оказывать содействие в выделении площадок под строительство, в подписании долгосрочных контрактов на покупку природного и попутного газа для обеспечения проектируемых электростанций.

Попутного вам газа

Однако не только нехватка электроэнергии стимулирует нефтяников: федеральные ведомства ужесточают требования к утилизации попутного газа. По данным Минприроды РФ, из 55 млрд кубометров ежегодно извлекаемого нефтяного газа в переработку направляется лишь 26%, около 27% сжигается в факелах (на территории ХМАО — 15 млрд кубов), остальное используется на нужды промыслов или списывается на технологические потери. Ежегодные убытки страны от нерационального использования газа оцениваются в 13 млрд долларов.

Власти ХМАО недовольны таким положением. Окружная дума еще в 2006 году направила в российский парламент проект изменений в Налоговый кодекс, устанавливающих применение ставки налога на добычу попутного нефтяного газа в 0% для компаний, выполняющих требования по его утилизации в объеме не менее 95% от добычи. Поправки уже нашли одобрение в Госдуме и сейчас проходят согласование в Совете Федерации РФ. Кроме того, Минэкономразвития, Минприроды и Минпромэнерго разрабатывают постановление о включении в лицензионные соглашения обязательных требований строительства газосборных сетей и мощностей по первичной переработке попутного газа вблизи объектов нефтедобычи. Проект постановления должен появиться уже ко второму кварталу 2007 года.

Однако большинство компаний к новым стандартам не готовы. По данным Минпромэнерго, КПД использования попутного газа у «Роснефти» составляет 62,61%, у «Лукойла» — 77,5%. Ближе всех к цели «Сургутнефтегаз» с результатом в 93,2% (благодаря строительству ГТЭС компания за последние пять лет утилизировала 700 млн кубометров попутного газа).

Нефтяники могли бы перерабатывать попутный газ на заводах СИБУРа, однако мешают ограничения в доступе к транспортной инфраструктуре Газпрома. Строить же газопроводы самостоятельно слишком затратно. Поэтому большинство нефтяных холдингов принимают оптимальное решение о строительстве небольших газовых электростанций с коротким (до двух лет) сроком окупаемости.

Аналитик ИК «Экспертиза» Михаил Конюхов констатирует: «Строительство собственных станций позволяет одновременно со снижением выбросов загрязняющих веществ повысить уровень использования попутного газа, исключить затраты на строительство многокилометровых газопроводов, компрессорных станций, высоковольтных линий электропередачи и подстанций, а также получить более общедоступную электроэнергию. Это снижает затраты на ее потребление и себестоимость нефти примерно на 2,5 — 3%». Энергетикам РАО ЕЭС, которые озабочены строительством большой генерации, инициативы нефтяников только на руку.