В чем золотопромышленники видят ресурс для увеличения энергомощностей

Фото: пресс-служба

Российская экономика нуждается во все больших объемах энергии. В утвержденной в ноябре 2024 года «Системным оператором Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) «Программе развития электроэнергетических систем страны на 2025–2030 годы» прогнозируется рост потребления электроэнергии до 1 298 млрд кВт∙ч к 2030-му при среднегодовом темпе роста 2,11%. В технологически изолированных системах ожидается увеличение потребления до 18,5 млрд кВт∙ч при среднем темпе роста 2,23% в год. Будет расти спрос на электроэнергию и со стороны промышленного производства, которое, согласно прогнозам Минэкономразвития, в 2026–2028 годах может увеличиваться почти на 3% ежегодно.

Таким образом, отечественная экономика, которая долгое время жила в парадигме энергопрофицита и дешевой электроэнергии, уже сейчас начинает сталкиваться с нехваткой энергоресурсов и ростом цен. По оценкам Минэнерго, совокупный дефицит электроэнергии в разных регионах России в октябре достиг 25 ГВт и в течение ближайших лет, по экспертным оценкам, будет расти.

Предпосылки для возникновения энергодефицита накапливались последние 10–15 лет, в том числе из-за износа старых «советских» генерирующих мощностей и сетевого комплекса, который, по разным экспертным оценкам, устарел на 60–75%. Кроме того, сложно полноценно заместить технологии и оборудование ушедших с российского рынка европейских и японских компаний: это, в частности, касается 40–60-мегаваттных турбин, необходимых для тепловой генерации Дальнего Востока.

На этом фоне цены на электроэнергию существенно увеличиваются. По нашим прогнозам, в ближайшие пять-семь лет стоимость сетевой электроэнергии в регионах присутствия «Полюса» увеличится в два с лишним раза по сравнению с 2023–2024 годами и рост будет существенно превышать инфляцию.

Предприятия промышленности, в том числе горнодобывающей, при этом все чаще сталкиваются с отказами в подключении из-за нехватки мощностей. И если раньше затраты на развитие сетевого комплекса при технологическом присоединении несла сетевая компания, включая их в тариф на передачу, то сейчас потребитель полностью оплачивает как строительство своих объектов для присоединения к сетям, так и развитие необходимой энергетической инфраструктуры. Причем стоимость этой инфраструктуры может быть несоизмерима с тем объемом электроэнергии, который нужен конкретному потребителю, скажем каких-нибудь 10–20 МВт. То есть для потребителя, особенно крупного, ситуация существенно усложняется: локальный дефицит электроэнергии/мощности накладывается на увеличение стоимости подключения и дальнейший рост стоимости сетевой электроэнергии.

Особенно актуальна такая ситуация для регионов Севера и Дальнего Востока, где в основном сосредоточены наши производственные предприятия.

«Полюс» — динамично развивающаяся компания, реализующая как greenfield-проекты, так и проекты на действующих площадках, что сопровождается увеличением потребления как электрической, так и тепловой энергии. Потребление энергии на этих территориях растет более динамично, например, в дальневосточных регионах — в 2,4 раза выше, чем в среднем по стране, по подсчетам Восточного центра государственного планирования. Так, ожидается, что потребление электроэнергии предприятиями нашей группы к 2030 году вырастет в 2,6 раза. При этом в этих регионах не хватает объектов генерации, а сети характеризуются большой протяженностью и не всегда имеют достаточную пропускную способность. В Центральной России эта проблема менее актуальна.

В результате затраты на подключение к сетям для крупных потребителей, таких как горно-обогатительные комбинаты (ГОК), могут существенно превышать рамки экономической целесообразности. Выгоднее для производства становится переходить на собственную генерацию, строя тепловые электростанции, а также частично на возобновляемые источники энергии (ВИЭ). В частности, «Полюс» рассматривает для себя такие перспективы.

Причем особенное внимание мы уделяем ВИЭ, поскольку их экономическая эффективность как дополнительного, а иногда и альтернативного способа электроснабжения последние годы существенно выросла.

Массовое производство ВИЭ в Китае и других странах привело к удешевлению и улучшению технологий, делая их конкурентоспособными с угольной и газовой электрогенерацией, строительство которой, напротив, становится дороже, сроки реализации увеличиваются, а удельные затраты на киловатт растут. Таким образом, совместное использование возможностей сетевого электроснабжения, источников тепловой и ВИЭ-генерации позволит оптимизировать затраты на электроснабжение.

В частности, мы рассматриваем возможность строительства нескольких ветростанций в местах расположения наших предприятий. Также для ГОКа на месторождении «Чульбаткан» в Хабаровском крае проектируется котельная на щепе, что дешевле и экологичнее, чем традиционные угольные или дизельные котельные, особенно для таких удаленных мест.

Кроме того, для замещения дизельных генераторов в тестовом режиме на севере Иркутской области мы запустили две первые станции на водородных топливных элементах, работа которых проходила при температуре минус 38℃. Пока это локальное решение, тем не менее оно уже сегодня показывает экономическую эффективность водорода в определенных нишах. Мы также рассматриваем газовую генерацию для замещения угольных котельных, если это будет экономически выгодно и экологически оправдано. Такой дифференцированный подход помогает нам решать задачи покрытия роста потребления электроэнергии и тепла, развивать новые проекты.

Одним из перспективных направлений развития энергетической инфраструктуры является использование промышленных систем накопления энергии (СНЭ). Многие крупные российские компании, в частности металлургические, нефтехимические и строительные, возводят свои объекты распределенной генерации для покрытия пиковых нагрузок. Когда их нет, мощности фактически простаивают. СНЭ позволяют аккумулировать энергию в момент ее профицита в энегосистеме, а потом снова превращать в электричество в момент необходимости покрытия нагрузок предприятия. Таким образом, создается баланс между производством и потреблением энергии, снижаются затраты на строительство избыточных мощностей.

СНЭ в промышленном масштабе также могут использоваться для покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме, составляя конкуренцию строительству традиционной тепловой генерации. Только вводятся такие объекты быстрее и дешевле. Если же объединить преимущества систем накопления и распределенную ВИЭ-генерацию, интегрировав их в единую энергосистему России, то мы получим более дешевое и быстро реализуемое решение для покрытия энергодефицита в отдельных энергорайонах.

Потребитель платит за все. Мы уже привыкли к этому тезису, но какова будет цена за претворение этой стратегии в жизнь? Рост издержек на подключение к энергетической инфраструктуре, существенный рост затрат на электроснабжение будут стимулировать потребителей искать альтернативные способы энергоснабжения, переходя на собственную генерацию и уходя от единой энергосистемы, вынуждая оставшихся платить еще больше за ее содержание, что дополнительно будет сопровождаться снижением надежности энергоснабжения.

Необходимо искать иные способы развития энергомощностей, используя в том числе существующие возможности.

К примеру, для потребителей, имеющих собственные объекты генерации, нужно создавать стимулы для вывода временно не используемой мощности на общий энергорынок. Сегодня продавать собственную электроэнергию потребителям экономически нецелесообразно, поскольку плата за нее несоизмерима с затратами на ее генерацию. Целесообразно было бы принять решение о продаже такой электроэнергии на оптовый рынок по цене, близкой к стоимости электроэнергии от вновь возводимых аналогичных объектов, тогда единая энергосистема сразу получила бы большой объем дополнительной генерации без необходимости инвестировать в строительство новых объектов по всей стране.

Дополнительный стимул могли бы придать системные меры поддержки, включая налоговые преференции для промышленных компаний, строящих новые энергетические мощности. Да, сегодня есть система ДПМ (договор о предоставлении мощности. — «РБК Отрасли»), есть КОМ НГО (механизм конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов. — «РБК Отрасли»), но это скорее адресные решения, которые принимаются по отдельным проектам.

Государство также могло бы нивелировать нагрузку на энергорынок по строительству новых энергообъектов: помочь привлечь средства в развитие отрасли за счет выпуска специализированных инфраструктурных облигаций, разработать типовые проекты для подстанций, сетей, тепловых станций и других энергообъектов.

В энергетике инвестиционный цикл очень длинный — 5–10 лет, поэтому нужно прогнозировать будущие проблемы и действовать на упреждение.