В Коммерсанте недавно вышла заметка о том, что в Росатоме прорабатывают предложение для Газпрома о переводе части системы транспортировки газа с газовых турбин на электроприводы. Для их снабжения может потребоваться строительство АЭС в Западной Сибири. Перевод транспортировки с газа на электричество должен снизить углеродный след экспорта газа на фоне ужесточения подходов ЕС к его регулированию.
Я решил немного углубиться в вопрос и попробовать понять где и какие АЭС могут появиться. Скажу сразу, что пока никаких деталей ни от Росатома ни от Газпрома нет, так что все это лишь мои рассуждения и прикидки. В прошлой статье о планах строительства новых АЭС в России я писал, что планы планами, но жизнь всегда подкидывает сюрпризы. Не думал, что они появятся так быстро. Но тем интереснее.
Газопроводы и их энергозатраты
Давайте сначала посмотрим что из себя представляет транспортировка газа, которую хотят частично «озеленить». Общая протяженность магистральной газотранспортной системы Газпрома на территории России составляет 176,8 тыс. км и по заявлениям компании – она сама большая в мире. В транспортировке газа используются 254 компрессорные станции с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 46,8 тыс. МВт.
На минуточку – это в полтора раза больше установленной мощности всех АЭС России! Так что на самом деле о переводе всей гахтранспортной системы на электричество пока говорить рано, это просто нереально даже в среднесрочной перспективе.
Это, кстати, хорошо показывает, что электричество – далеко не самая популярная форма потребления энергии. Его доля в мире растет, но до сих пор гораздо больше первичной энергии человечество в целом и в России в частности потребляет в виде тепла для промышленности и отопления, а также в виде топлива для транспорта. В том числе и для трубопроводного транспорта, к которому и относится российская сеть газо- и нефтепроводов.
Зачем нужна вся эта газотранспортная система? Все это нужно чтобы перекачивать более 600 млрд м3 газа в год (625 млрд по данным на 2020 г). Причем только 450 млрд. м3 из них добыл сам Газпром. Остальной газ добывает пара десятков компаний поменьше, которым Газпром оказывает услуги по транспортировке их газа как собственник трубопроводов.
Движение газа на этих трубопроводах обеспечивают газоперекачивающие агрегаты (компрессоры) на компрессорных станциях, которые в основном работают от газовых турбин мощностью на валу по 16, 25 и даже 52 МВт. Это удобно, поскольку топливо для них берется прямо из трубы, что дает энергонезависимость этих станций. А это очень актуально для районов крайнего севера, откуда эти газопроводы и тянутся на тысячи километров по тундрам и вечной мерзлоте. Для Европейской части России проблема автономности не так актуальна, но все равно газоперекачивающие станции делают такими же.
Вот только есть две проблемы. Во-первых, сжигание газа дает углеродный след , о чем сейчас и забеспокоились с учетом перспектив углеродных налогов со стороны Европы для экспортных поставок. Суммарные годовые выбросы всего Газпрома по данным его экологического отчета около 100 млн.т. экв СО2. Примерно столько помогают сокращать все российские АЭС, но вот газовая отрасль их возвращает.
А во-вторых, идет расход все того же газа – до 5-6% от прокачиваемого. Суммарно на собственные нужны у Газпрома в 2020 году ушло около 32 млрд. м3 газа. Это половина того что экспортируется по Северному потоку в Европу. Собственные нужды включают не только компрессоры, но и другое вспомогательное оборудование, но прокачка – основной энергозатратный процесс, на него уходит более 70% ресурсов.
Суммарная добыча газа в России около 700 млрд м3 в год. Экспорт в Западную Европу в 2020 году составил около 135 млрд м3. Именно его, судя по заметке Коммерсанта, и планируют частично «озеленять».
Всего в Западную Европу газ экспортируется по нескольких маршрутам и газопроводам, в основном через Украину, Белоруссию, а так же напрямую из России в Западную Европу по дну Балтийского моря через газопровод «Северный поток». Последний имеет проектную мощность в 55 млрд м3 в год, но в последние годы он отправляет в Европу по 59 млрд м3 год. Т.е. почти половина всего западноевропейского экспорта идет этим путем. Сейчас уже построен аналогичный по мощности «Северный поток 2», но его запуск подвис на этапе сертификации из-за политических сложностей.
Так или иначе экспортные ветки магистральных трубопроводов берут свое начало на крупных месторождениях Западной Сибири, а конкретно в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), где добывается более 80% российского газа. В среднем, газ от месторождений до потребителей идет около 4000-5000 км, и этот путь занимает у него порядка недели.
Основные месторождения газа, разрабатываемые Газпромом в ЯНАО, можно разделить на два участка. Первый в Надым-Пур-Тазовском регионе, где находятся крупнейшие и давно разрабатываемые месторождения. Второй – это перспективный район полуострова Ямал, где сейчас активно разрабатывается крупное месторождение Бованенковское с добычей порядка 100 млрд м3 /год, т.е. четверть всей добычи Газпром. А на подходе и другие месторождения. И именно на Ямал будет смещаться основной прирост добычи российского газа.
В заметке Коммерсанта идет речь об озеленении «северного коридора» поставок, т.е. маршрута магистральных газопроводов, идущих именно с Ямала в сторону Европейской части России и Европы через Балтику. Давайте посмотрим на этот путь поближе.
Северный коридор поставок газа в Европу
Северный коридор – это самый короткий пусть русского газа в Западную Европу. Он имеет дину около 4000 км, и это почти на 2000 км короче пути через Украину. По заявлениям главы Газпрома Миллера, северный коридор уже имеет более низкий углеродный след, в 5,6 раза меньший, чем украинский маршрут. Это достигнуто за счет применения более современных технологий: применения более высокого давления, более мощных и производительных компрессоров, меньшего количества компрессорных станций и т.д.
Впрочем, согласно публикациям самих специалистов Газпрома, удельные показатели выбросов разных экспортных коридоров на самом деле отличаются не так уж сильно:
Северный газотранспортный коридор состоит из нескольких участков, начиная с месторождений Ямала и до Германии:
-
Бованенково-Ухта и Бованенково-Ухта-2. Две ветки с месторождений Ямала до Ухты протяженностью 1200 км каждая и общей пропускной способностью в 115 млрд м3/год. Это новые и самые современные газопроводы диаметром 1420 мм и давлением 120 атмосфер, построенные синхронно под запуск Северного потока. Первый к 2012 г, второй к 2017-му. Суммарная мощность 9 двухцеховых компрессорных станций для обеих веток – 1938 МВт, и еще 67 газовых электростанций собственных нужд по 1,5 МВт каждая.
-
Ухта-Грязовец. Это часть газопроводов Ухта-Торжок и Ухта-Торжок II протяженностью 970 км. Имеет 7 компрессорных станций общей мощностью по 625 МВт на каждую ветку. Пропускная способность двух веток по 45 млрд м3/год каждая.
-
Грязовец-Выборг. Протяженность 900 км. Имеет 6 компрессорных станций общей мощностью более 950 МВт. Включая КС «Портовая».
-
Собственно «Северный поток». 1200 км от Выборга до немецкого Грайфсвальда по дну Балтийского моря и еще немного по территории Германии. Мощность двух веток – 55 млрд м3/год. Что характерно — на этом участке нет компрессорных станций. Газ один раз дожимается на КС «Портовая» до 220 атмосфер и дальше идет до Германии все 1200 км. Чтобы так «дунуть» нужна огромная энергия, так что КС «Портовая» – самая мощная в России, имеет мощность 366 МВт.
Итого общий самый короткий трубопроводный путь экспортного газа в Германию от Бованенково до Грайфсвальда идет более 4000 км и требует около 2,5 ГВт мощностей для прокачки около 60 млрд. м3 газа в год. Это очень грубая оценка энергозатрат с учетом того, что часть веток работает не только на Северный поток.
Если говорить об «озеленении» этого экспортного коридора путем перевода компрессоров на электроприводы, запитанные от АЭС, то эта АЭС вполне тянет на крупную двухблочную АЭС с парой ВВЭР-1200, как нынешняя Ленинградская АЭС-2.
Однако понятно, что нельзя запитать пару десятков компрессорных станций, разбросанных на 3000 км, от одной станции. Потери на передачу энергии будут огромные, да так задача наверняка и не стоит. В западных районах трассы, в Ленинградской области уж точно, ничто уже сейчас не мешает перевести компрессоры на электротягу и запитать их от сети. В единой энергосети вопрос поставки нужного низкоуглеродного электричества вполне можно решить путем прямых договоров с Росэнергоатомом или любым другим поставщиком низкоуглеродной электроэнергии. В Северо-Западном регионе России доля атомной энергетики самая большая в стране, под 40%, что вдвое выше чем по стране в среднем.
Газпром и сам является крупным игроком на рынке электроэнергетики России. Совокупная мощность принадлежащих ему электростанций около 39 ГВт, что больше мощности всех АЭС России. В основном у Газпрома, конечно, газовые станции. Но как раз в Северо-Западном регионе (Карелия, Ленинградская и Мурманская области) Газпрому принадлежит около 40 гидростанций суммарной мощностью около 3 ГВт. Так что частично Газпром может «озеленить» свой экспорт за счет собственных чистых энергоисточников, за счет прямых договоров покупки электроэнергии или покупки зеленых сертификатов. У Газпрома также есть немного ветряков и солнечных элеткростанций, но их мощности незначительны.
В заметке Коммерсанта говорится об АЭС в Западной Сибири, так что скорее всего между Газпромом и Росатомом прорабатывается вариант «озеленения» восточной части северного коридора – участков газопровода, приближенных к месторождениям и удаленных от единой энергосистемы.
Так что скорее всего речь идет о ближайшем к Ямалу участке магистрального газопровода Бованенково-Ухта, где сейчас работают две ветки суммарной мощностью 115 млрд м3/год, а в ближайших планах строительство третьей еще на 69 млрд м3/год. И тут уже есть смысл в физическом строительстве новых электростанций, поскольку в этом регионе низкоуглеродных источников практически нет. Давайте детальнее посмотрим на энергетику Ямала.
Энергетика Ямало-Ненецкого автономного округа
Всего в Ямало-Ненецком автономном округе имеется 93 электростанции общей мощностью 2357 МВт. При этом лишь 12 электростанций мощностью 1033 МВт подключены к единой энергосистеме России.
Около 750 МВт электрогенерирующих мощностей в регионе – это автономные источники предприятий, как раз в основном для газо- и нефтедобычи. Половина из них принадлежит дочерним структурам Газпрома (см табл 11 по ссылке).
При этом на полмиллиона населения ЯНАО приходится лишь 5% потребления всей электроэнергии региона. Немногим меньше просто теряется в сетях при ее передаче (см табл 3 по ссылке).
Полуостров Ямал вообще не соединен с единой энергосистемой. Крупнейшая из изолированных электростанций ЯНАО находится как раз на нем – это газовая теплоэлектростанция проекта Ямал СПГ в поселке Сабетта мощностью 376 МВт. Именно тут находится крупнейший в России завод по сжижению природного газа. И именно сжиженный газ из Сабетты сейчас является основным грузом на северном морском пути. Его помогают вывозить наши атомные ледоколы, так что это тоже в некотором роде важная область взаимодействия атомной и газовой промышленности России. Этот СПГ тоже, кстати, идет на экспорт, так что гипотетически если запитать этот завод от небольшой атомной станции то можно было бы снизить углеродный след и этого СПГ. Но сейчас не будем об этом. Проект Ямал СПГ – это проект компании Новатек. А мы давайте вернемся к Газпрому, который в отличие от Новатека обсуждает возможность строительства АЭС для своих нужд.
Мощность автономных газовых источников электроэнергии Газпрома на Ямале, в районе Бованенково, всего около 90 МВт. Но надо помнить, что основные мощности по транспортировке газа работают автономно на газу, а не на электричестве, и мощность их агрегатов в разы больше мощности имеющихся электростанций региона.
Например, две первые компрессорные станции ветки Бованенково-Ухта на территории ЯНАО, отправляющие газ по северному коридору, имеют суммарную мощность газоперекачивающих агрегатов более 440 МВт. Это КС Байдарацкая (192 МВт) и КС Ярынская (250 МВт). И это не считая дожимных станций в 160 МВт на самом месторождении. Если говорить про десяток КС в Надым-Пур-Тазовском регионе, то их суммарная мощность измеряется уже гигаваттами, что больше мощностей всей электроэнергетики ЯНАО.
Атомные альтернативы
Так что в целом потенциал мощностей для перевода газовых компрессоров на электроприводы в регионе огромный. Если говорить о его атомном замещении, то речь может идти о нескольких крупных гигаваттных АЭС. Однако их строительство в ЯНАО все же маловероятно в силу сложности реализации таких проектов за полярным кругом, высокой концентрации энергоисточника, удаленности и рассредоточенности потребителей.
Да и крупная АЭС рассчитана на длительную эксплуатацию, на 60-80 лет. А что будет с экспортом российского газа в Европу с учетом мировой конъюнктуры из этого региона через несколько десятков лет сказать сложно. Тем более сложно сказать как сложатся отношения в области расчета углеродных налогов, ради которых вроде как все сейчас и затевается. Тут нужно какое-то более гибкое решение.
На мой взгляд, по мощностям, мобильности, удобству строительства, эксплуатации и вывода из эксплуатации, гораздо более вероятно появление в качестве атомного источника в этом регионе одной или нескольких малых плавучих АЭС. Для отдельных мощных компрессорных станций. Их мощности как раз сопоставимы – 200-300 МВт.
Как раз одну такую плавучую АЭС сейчас собираются строить на Чукотке для снабжения Баимского золотомедного месторождения. В составе этой АЭС будут работать три модернизированных плавучих энергоблока с двумя реакторами РИТМ-200 на каждом, суммарной мощностью чуть более 300 МВт. И еще один такой же блок на 100 МВт будет в резерве для замены других во время ремонтов и обслуживания. Протяженность линий электропередач от АЭС до месторождения будет около 400 км. Так что радиус на самом деле приличный.
Одним из таких мест расположения АЭС в регионе ЯНАО, на мой взгляд, могла бы быть Байдарацкая губа у западного побережья полуострова Ямал. Как раз на ее берегах, на расстоянии 60 км друг от друга, расположены две первые компрессорные станции газопровода Бованенково-Ухта – КС Байдарацкая и КС Ярынская.
Именно этот участок газопровода еще относится к Западной Сибири, и на этих компрессорных станциях стоят агрегаты мощностью 25 МВт, о чем упоминается в статье Коммерсанта. Хотя, конечно, это просто моя гипотеза, вполне возможно, что Газпром и Росатом рассматривают другие места и варианты.
А что это даст?
Давайте посчитаем что может дать одна такая малая АЭС мощностью около 300 МВт при переводе традиционных газоперекачивающих агрегатов с газа на электропривод такой же суммарной мощности. Предположим, что и атомная и газовая станция работают с одинаковым КИУМ около 80% и условно приравняем газовый компрессор по КПД к газовой турбине (это не совсем верно, но для грубых расчетов пусть будет так). Тогда обе станции за год будут вырабатывать около 2,1 млрд. кВтч электроэнергии.
Сокращение выбросов
По данным IPCC 2014, выбросы углекислого газа АЭС на производство 1 кВтч – около 12 г, а газовой станции – 490 г/кВт*ч. Это дает годовые выбросы 300 МВт-ной АЭС в размере 25 тыс.т CO2, а у газовой станции – 1 млн т СО2. Грубо получается, что АЭС мощностью 300 МВт экономит около миллиона тонн выбросов СО2 в год.
Экономия газа
Можно посчитать двумя способами. Если сделать расчет для парогазовой установки, то можно учесть что для выработки 1 кВтч ПГУ нужно около 0,24-0,29 м3 газа. 2,1 млрд кВтч в год дадут расход около 500-600 млн м3 в год.
Если считать для газоперекачивающих агрегатов, то можно взять характеристики типичного газо-перекачивающего агрегата на 25 МВт, который расходует около 4,5 т газа в час. Это 1577 т/МВт в год. Для 300 МВт, работающих с КИУМ 80%, в год это будет 300*0,8*1577=380 тыс.т. Или те же около 500-600 млн м3 при плотности газа 0,6-0,8 кг/м3.
Итого получается, что замена газовых компрессоров мощностью около 300 МВт на электрический привод с питанием от малой АЭС сократит выбросы на миллион тонн СО2 в год и сэкономит около 500 млн м3 газа в год.
В деньгах эти полмиллиона м3 газа будут стоить чуть более 2 млрд. р. по внутренним ценам (ок 4,1 р/м3 в среднем за 2020 г), до минимум $140 млн. (10,5 млрд р) при средней экспортной цене газа Газпрома в 2021 году в $280 за тысячу кубов. Однако эти цены мало о чем говорят, поскольку этот дополнительный объем все равно вряд ли удастся продать. Объем продаж ограничен не столько добычей, сколько спросом.
Углеродный налог экспорта
Правила учета так называемых углеродных налогов для поставок газа в Европу пока не сформированы, как и подобная же система у нас внутри страны. Поэтому пока невозможно посчитать во сколько Газпрому будет обходиться тот или иной уровень углеродного следа.
Но для интереса пока можно грубо прикинуть стоимость такого углеродного налога с оглядкой на европейскую биржу выбросов EU ETS. Стоимость выбросов за прошлый год там выросла втрое и сейчас уже подбирается к уровню 100 евро за тонну эквивалента СО2. Можно сделать расчеты с ориентиром на эту величину.
Ранее мы прикидывали, что для транспортировки около 60 млрд м3 газа от Бованенково до Германии по Северному потоку нужно около 2,5 ГВт перекачивающих мощностей. Т.е. это около 8 условных компрессорных станций по 300 МВт. Каждая из них сейчас сжигает по 0,5 млрд м3 газа в год, а суммарно 3,5 млрд м3.
При этом эти станции выбрасывают 8 млн.т. СО2. При налоге в 100 евро за тонну СО2, это 800 млн. евро налога в год. Это прибавка к цене (или снижение маржи) примерно в 15 долларов за 1000 м3. Не так страшно при цене газа в несколько сотен долларов за тысячу кубов. Но налог может и вырасти, а почти миллиард долларов лишним тоже не бывает. К тому же конуренция за более чистый газ в Европе будет расти.
Перевод каждой станции на атомную позволит сэкономить на налоге около 100 млн. евро в год (8,5 млрд р) + потенциальные несколько млрд р. экономии на газе.
Если брать экономическую схему проекта АЭС, аналогичную Баимскому ГОКу, то там схема такая. Росатом строит за свой счет 4 блока АЭС за 190 млрд р. Это 3 рабочих блока + 1 блока сменный, на время ремонтов и обслуживания остальных. Эти блоки остаются в собственности дочерней структуры Росатома – Атомфлота, который их и эксплуатирует. Баимский ГОК заключает контракт на покупку электроэнергии по 6 р за кВтч (с индексацией по инфляции в будущем) на срок 40 лет.
Для Росатома экономика строительства и эксплуатации АЭС при этом более-менее сходится. Не говоря о том, что он получает новый серийный продукт в виде ПАТЭС с реакторами РИТМ-200. Баимскому ГОКу это тоже выгодно, поскольку это гарантированная и относительно небольшая для того региона цена на много лет вперед, не зависящая от колебаний цен на газ и другое топливо.
Если посчитать по тем же ценам на электроэнергию предложение для Газпрома, т.е. по 6 р за кВтч, то он будет тратить в год около 12 млрд р. При таком раскладе это дороже, чем платить углеродный налог (8,5 млрд р), и даже экономию газа не отбивает (еще 2 млрд р/год). Однако ценовые параметры могут быть и иными. Например, налог может в будущем вырасти, как он уже вырос втрое за прошлый год. А цена электроэнергии для Газпрома может быть меньше за счет того, что проект АЭС уже серийный, да и сменный блок тоже может уже использоваться совместно с другими проектами. Еще один важный нюанс в том, что налог уйдет за границу, а в случае АЭС эти деньги останутся в стране. Для проекта между двумя государственными компаниями это может быть важным агрументом.
Так что посмотрим что Росатом с Газпромом в итоге надумают и насчитают и о чем договорятся.
Выводы
В целом, конечно, идея интересная. Мне, как человеку, интересующемуся атомной энергетикой, нравится сама мысль новых вариантов ее применений. И мысль о том, что она может частично заменить углеводороды и способствовать снижению выбросов мне нравится.
Хотя тут, как и в вопросе использования нашего атомного ледокольного флота, по сути атомные технологии помогают использовать углеводороды, помогают их транспортировать от мест добычи к местам потребления. Это хорошо для экономики, но не очень хорошо в плане выбросов.
Но с другой стороны, природный газ – это все же самый чистый вид ископаемого топлива. И если он будет шире использоваться для отказа от угля или других углеводородов – то это хорошо. А если при этом доходы от экспорта углеводородов будут идти на улучшение качества жизни наших граждан – будет еще лучше. Но это совсем другая история.
В плане сокращения выбросов, экономии природного газа и развития собственных технологий проект строительства АЭС несомненно выгоден. С экономической точки зрения надо точнее считать конкретный проект. Я сделал лишь очень грубые расчеты для одного из вариантов, который наверняка не учитывает массу нюансов. Не говоря уже о том, что в реальности речь может идти совсем о другой АЭС и по мощности, и по технологиям, и по месту расположения, и по экономической модели проекта. Мне просто было интересно подумать над возможными вариантами с учетом имеющейся информации.
Так что буду с интересом наблюдать за темой. Посмотрим, что в итоге насчитают и надумают Росатом и Газпром.
Использованные и рекомендованные источники:
-
Оценка энергетической эффективности транспортировки газа на примере экспортных коридоров Газпрома
-
Схема и программа развития электроэнергетики ЯНАО на период 2021-2025 годов.
Дата-центр ITSOFT — размещение и аренда серверов и стоек в двух дата-центрах в Москве. За последние годы UPTIME 100%. Размещение GPU-ферм и ASIC-майнеров, аренда GPU-серверов, лицензии связи, SSL-сертификаты, администрирование серверов и поддержка сайтов.
