Введение
На сегодняшний день Российская Федерация занимает весьма значимую позицию в обеспечении баланса спроса и предложения на рынке сжиженного природного газа [1]. После отказа европейских стран от покупок российского трубопроводного газа, а также повреждения магистральных газопроводов «Северный поток-1» и «Северный поток-2» развитие производства сжиженного природного газа (СПГ) в России приобретает приоритетный характер [2].
Для выполнения этой задачи Советом Федерации ФС РФ реализуются конкретные меры по либерализации экспорта сжиженного природного газа [3]. В свою очередь, это подтолкнёт к развитию существующие проекты СПГ, а также будет способствовать вводу новых мощностей по сжижению газа.
Экономия энергоресурсов (в первую очередь природного газа), затрачиваемых на энергообеспечение собственных нужд объектов СПГ, в пользу продажи сэкономленного сжиженного природного газа на азиатские и западные рынки может стать экономическим обоснованием для применения на существующих и на вновь проектируемых площадках объектов ВИЭ-генерации, в частности, ветроэлектростанций (ВЭС).
Здесь же стоит сказать и о замещении природного газа в целях снижения выбросов парниковых газов при производстве электроэнергии, что может вписаться в существующую ESG-стратегию владельцев предприятий, а также планов Правительства Российской Федерации по ужесточению требований к выбросам парниковых газов [4].
Объект электроснабжения
Рассмотрим перспективу использования ветроэлектростанции для энергоснабжения условного энергетического кластера по производству СПГ, расположенного на полуострове Ямал. Объект электроснабжения состоит из завода СПГ на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения и морского порта Сабетта, в котором осуществляется погрузка продукции на СПГ-танкеры.
На территории завода функционирует энергообъект общей мощностью 376 МВт, включающий восемь газотурбинных установок мощностью 47 МВт каждая. Данная газотурбинная электростанция (ГТЭС) обеспечивает электроэнергией и теплом все технологические линии завода СПГ, аэропорт, морской порт, вахтовый посёлок и хозяйственные объекты комплекса.
Структурная схема электроснабжения кластера по производству сжиженного природного газа представлена на рис. 1.
Рис.1.Структурная схема электроснабжения энергокластера СПГ
Выбор оборудования
Рынок ветроэнергетики РФ сильно изменился с начала 2022 года, на это в первую очередь повлиял уход зарубежных вендоров, что поставило под угрозу проектируемые и находящиеся на этапе строительства проекты ВЭС. Ввиду этого авторы предлагают рассмотреть альтернативные варианты поставщиков, например, КНР.
Предлагается развернуть ветровую электростанцию (ВЭС) суммарной мощностью 150 МВт, состоящую из ветроэлектроустановок (ВЭУ) фирмы SANY RE мощностью 6,25 МВт каждая. Технический паспорт проектируемой ВЭС представлен в табл. 1. Предлагаемая российским дистрибьютером цена промышленных ветрогенераторов, по интернет-данным, составляет $750 за 1 кВт. В общие затраты на строительство также необходимо заложить категории расходов:
- предпроектное обследование (ППО) — ветроизмерения в течение 12–24 месяцев;
- микросайтинг ветроэнергетического потенциала, который заключается в моделировании ветрового поля с учётом изменений характеристик ветра;
- технико-экономическое обоснование (ТЭО);
- макросайтинг, то есть оптимальное размещение ВЭУ, которое минимизирует эффект «ветрового затемнения» генераторов и позволяет рационально использовать площадь участка ветрового поля с возможностью выбрать минимальное допустимое расстояние между ВЭУ;
- проектирование;
- электрическая инфраструктура — внутриплощадочные кабельные сети, главная повышающая подстанция (ГПП), структурированные кабельные системы (СКС), коммутационное оборудование и т.д.;
- выполнение строительно-монтажных работ (СМР);
- дороги и строительные площадки;
- монтаж и пусконаладка ВЭУ (пусконаладочные работы, ПНР);
- управление проектом;
- локализационные расходы;
- технологическое присоединение.
Распределение затрат на строительство наземных ВЭУ приведено на рис. 2.
Рис. 2. Распределение затрат на строительство наземных ВЭУ
Оценка ветроэнергетических ресурсов площадки строительства ВЭС
Объектом является вахтовый посёлок Сабетта Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа.
В качестве исходных данных использовались метеоданные интернет-базы rp5.ru [5] с ближайшей гидрометеорологической станции в Тамбее на полуострове Ямал. Период выборки: от 3 июля 2021 года до 5 января 2023 года.
Расчёт оценки ветроэнергетических ресурсов производился в соответствии с методиками, приведёнными в трудах профессора В.В. Елистратова [6].
На основе анализа полученных результатов измерения скоростей ветра были определены дифференциальная и интегральная повторяемости скоростей ветра на высоте флюгера метеостанции, равной 10 м. Графики интегральной и дифференциальной повторяемости скоростей ветра приведены на рис. 3.
Рис. 3. Интегральная и дифференциальная повторяемость скоростей ветра на высоте флюгера
Дифференциальная повторяемость скорости ветра, представленная на рис. 3, наглядно демонстрирует преобладающий диапазон скоростей, наблюдаемый на территории посёлка Сабетта, а именно 5–6 м/c. Площадки, имеющие на высоте 50 м (но не выше 2000 м над уровнем моря) среднегодовые скорости ветра не менее 6 м/c, могут рассматриваться как перспективные для размещения ветроэлектроустановки любого назначения в широком диапазоне мощностей.
Средняя высота над уровнем моря на полуострове Ямал составляет около 50 м. Самая высокая точка — 90 м. Это говорит о целесообразности проведения дальнейшего исследования площадки под строительство ВЭС.
На основе результатов расчёта определяется суммарный ветропотенциал на высоте флюгера по формуле:
где ρвозд — плотность воздуха (принимается 1,225 кг/м3); vсрi — средняя скорость ветра в i-м диапазоне разбиения данных скоростей ветра; dfi — дифференциальная повторяемость ветра в i-м диапазоне.
Для проектирования ВЭС необходимо пересчитать каждое i-е измерение скорости ветра на высоте флюгера на высоту оси ветроколеса:
где mk — показатель шероховатости местности; vфi — скорость на высоте флюгера; h и hф — высóты ветроколеса и флюгера.
Территория близ посёлка Сабетта представляет собой плоскую низинную равнину с высотными отметками от 0 до 25 м. Площадь рядом с вахтовым посёлком походит на характеристику взлётной полосы аэродрома со стриженной травой. Коэффициент шероховатости местности в соответствии с нормированными показателями принимаем равным 0,1364.
Рис. 4. Интегральная и дифференциальная повторяемость скоростей ветра на высоте ветроколеса
С учётом данного показателя производятся расчёты скоростей ветра на высоте ветроколеса и строятся графики дифференциальной и интегральной повторяемости скоростей ветра на высоте ветроколеса (рис. 4). Далее определяется значение суммарного ветропотенциала Ne на высоте ветроколеса ВЭУ по формуле (1):
Для сравнения, для Кольского полуострова (экстраполяция для 100 м) это значение примерно равно 983 Вт/м2.
Технико-экономическое обоснование применения ВЭС на объекте СПГ
С 2020 года на объекте прорабатывается возможность строительства ВЭС, чтобы постепенно заместить выработку с местной ГТЭС и снизить углеродный след предприятия [7].
Для технического обоснования выбора мощности ВЭС был проведён анализ по следующим критериям для перспективной схемы электроснабжения:
1. Экономически целесообразная загрузка газотурбинной установки — не менее 50%: максимально допустимая мощность ВЭС составляет 150 МВт.
2. Коэффициент запаса апериодической устойчивости по активной мощности более 0,2, коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению более 0,15 (нормальный режим): максимально допустимая мощность ветроэлектростанции составляет 500 МВт.
3. Наброс нагрузки на газотурбинную установку при аварийном отключении половины мощности ВЭС — не менее 15%: максимально допустимая мощность ВЭС составляет 250 МВт.
4. Выполнение условия SВЭС/Sкз ≥ 0,02.
Таким образом, итоговая максимально установленная мощность ВЭС по расчётным условиям составила 150 МВт.
Оценка экономической эффективности реализации проекта
По данным Siemens AG, реализованный проект ГТЭС на Ямале содержит четыре термомасляных котла-утилизатора номинальной мощностью 44,5 Гкал/ч каждый и восемь газовых турбин [8]. Согласно открытым источникам, максимальная нагрузка энергокластера составляет 244 МВт, что покрывается работой шести ГТУ. Основные расчётные параметры газотурбинной установки представлены в табл. 2.
Рассчитаем потребности в природном газе для существующей ГТЭС.
1. Часовой расход газа на один котёл:
где Qк — максимальная тепловая мощность котла; Qнр — низшая теплота сгорания природного газа; ηкбр — КПД котла брутто, отсюда:
2. Часовой расход газа на три котла:
B3к = 3Bк = 71100 м3/ч.
3. Часовой расход газа на ГТУ: расход природного газа на одну ГТУ STG-800 составляет 8797 кг/ч, то есть на шесть ГТУ расход составит 52782 кг/ч (65978 м3/ч) или 0,187 кг/кВт (0,234 м3/кВт).
4. Суммарный часовой расход газа на газотурбинной электростанции (Kз = 1):
71100 + 65978 = 137078 м3/ч.
5. Годовой расход газа на ГТЭС:
137078×8250 = 1,13×109 м3,
где 8250 — число часов использования ГТУ в год (с учётом 510 часов на ремонтные работы).
Стоимость природного газа для собственных технологических нужд меняется из года в год и определяется специальным департаментом организаций, эксплуатирующих электростанции собственных нужд (ЭСН). Из открытых источников была взята установленная департаментом ПАО «Газпром» для Ковыктинского газоконденсатного месторождения стоимость 1000 м3 газа, которая в 2020 году составляла 5395 руб. без НДС.
Таким образом, на обеспечение теплоэлектроснабжения энергокластера СПГ ежегодно тратится примерно 6,101 млрд руб. Стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, получаемой при ГТЭС (Kз = 1), составит Сэл = 2,62 руб/(кВт·ч).
В табл. 3 представлены исходные данные для экономического расчёта.
Первоначальные инвестиции в проект будем рассчитывать по формуле:
CAPEX = (Cуст + Cэл + Cпр + Cмп + Cм + Cст + Cрд + Cл)×(1 + ∆лог) + Cи, (4)
где Cуст — стоимость ветрогенераторов, размещаемых на площадке; Cэл — расходы на электрическую инфраструктуру; Сст — расходы на обустройство дорог и строительных площадок; Спр — расходы проектирование; Смп — расходы на ПНР и СМР; См — расходы на менеджмент; Срд — расходы на микросайтинг; Сл — локализационные расходы; Си — расходы на мероприятия по интеграции ВЭС в уже существующую схему электроснабжения (токоограничивающее оборудование, противоаварийная автоматика, изменение существующих схем обмена данными и т.п.); ∆лог — доля логистики проекта в зависимости от объёма инвестиций, %. Отсюда CAPEX = 24,463 млрд руб.
С учётом коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ВЭС, равного 30%, ветровая генерация покроет 45 МВт нагрузки, что эквивалентно 0,18×109 м3 сэкономленного газа.
На азиатском рынке стоимость СПГ (JKM) на 23 октября 2023 года составляла $658 за 1000 м3. Таким образом, в год можно продать сэкономленного сжиженного природного газа на сумму примерно 11,435 млрд руб.
Выручка в первый год эксплуатации определяется по формуле:
ВЫРУЧКА = PВЭС8250Cэл + ССПГ = 12,321 млрд руб., (5)
где ССПГ — стоимость СПГ, сэкономленного на выработке электроэнергии с ВЭС и в дальнейшем реализованного на рынке (без учёта прочих расходов).
Предприятию следует учесть свои расходы и затраты подрядчиков (транспортных компаний, терминалов регазификации и т.п.), а также вычет стоимости транспортировки природного газа по трубе (до места, где газ будут сжижать и превращать в СПГ), компенсацию стоимости газа, потраченного при сжижении (обычно на сжижение тратится 10% от объёмов сжижаемого газа), стоимость газификации и хранения плюс стоимость транспортировки на танкере до места назначения: все затраты приблизительно оцениваются в 50% [9].
Таким образом, итоговая выручка будет равна:
ВЫРУЧКА = PВЭС8250Cэл + 0,5ССПГ = 6,646 млрд руб.
Далее моделируем основные показатели инвестиционной привлекательности проекта ВЭС: капитальные расходы (CAPital EXpenditure, CAPEX); операционные затраты или операционные расходы (OPerating EXpenses, OPEX); чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV или ЧДД); дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period, DPP); внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR); индекс доходности (Profitability Index, PI или ИД).
По результатам проведённого расчёта установлено, что:
- дисконтированный срок окупаемости (DPP) проекта ВЭС составляет восемь лет;
- внутренняя норма доходности проекта (ВНД) — 23%, что превышает ставку дисконтирования и свидетельствует о целесообразности и эффективности проекта;
- индекс доходности инвестиций (ИД) — 1,79, это показывает, что на каждый рубль вложенных инвестиций возвращается прибыль в размере 0 руб. 79 коп.
Расчёт снижения прямых выбросов парниковых газов
Основой расчёта служит следующая нормативная документация:
- Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 29 июня 2017 года №330 «Об утверждении методических указаний по количественному определению объёма косвенных энергетических выбросов парниковых газов»;
- Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 27 мая 2022 года №371 «Об утверждении методик количественного определения объёмов выбросов парниковых газов и поглощения парниковых газов».
Для деятельности завода СПГ характерны прямые выбросы парниковых газов от сжигания природного газа в котлах-утилизаторах. Количественное определение объёма прямых энергетических выбросов при потреблении электрической энергии выполняется по формуле:
ECpeOr2.элек.k.γ = FCk.γNCVk.γEFCpeOr2.элек.k.γ, (6)
где ECpeOr2.элек.k.γ — объём прямых энергетических выбросов СО2 от стационарного сжигания топлива за период γ, тонн СО2; FCk.γ — расход топлива k за период γ, т.у.т.; EFCpeOr2.элек.k.γ — коэффициент выбросов СО2 от сжигания расхода топлива k за период γ, тонн СО2-единиц; NCVk.γ — коэффициенты перевода в тонны условного топлива и энергетические единицы.
Данные по коэффициентам выбросов и коэффициентам окисления представлены в табл. 1.1 «Коэффициенты перевода расхода топлива в энергетические единицы, коэффициенты выбросов СО2 и содержание углерода по видам топлива» Приказа Минприроды России №371:
ECpeOr2.элек.k.γ = 0,18×109×1,154×1,62 = 336506,4 CO2-эквивалента.
Итого снижение выбросов по охвату Scope 1 (прямые выбросы парниковых газов) от применения энергии из возобновляемых источников энергии составит порядка 336,5 тыс. СО2-эквивалента.
Выводы
Предлагаемый подход является универсальным. Он может быть применён во всех проектах по внедрению ВЭС как основного источника электроснабжения для собственных нужд не только заводов СПГ, но и любых объектов на изолированных и труднодоступных территориях, в том числе объектов линейных участков трубопроводов. Замена ТЭС для выработки электроэнергии на ветровые установки позволяет не только существенно сократить расходы на топливную составляющую при генерации, но и обеспечить лучшие экологические показатели, помогая достигать поставленные цели в рамках ESG-стратегии организации. Данное улучшение достигается за счёт снижения прямых выбросов парниковых газов от сжигания природного газа в котлах-утилизаторах, составивших для рассчитанного проекта 336506,4 СО2-эквивалента.
Использование указанной ВЭС для энергообеспечения завода СПГ на Ямале является рентабельным при большинстве значений показателей инвестиционного проекта, поэтому можно сказать, что данный проект не обладает высокой чувствительностью к изменению его параметров и может быть реализован в большом диапазоне различных условий.
Анализ результатов моделирования показал, что проект окупится через восемь лет. За весь расчётный период, то есть за 20 лет, чистый дисконтированный доход (NPV) составит 19,341 млрд руб. при первоначальных инвестициях 24,463 млрд руб. Таким образом, проект экономически целесообразен.
