Министерство Энергетики

Влияние освоения ресурсов Восточной Арктики на энерго- и топливоснабжение потребителей

Борис САНЕЕВ
Руководитель научного направления «Комплексные проблемы энергетики и региональная энергетическая политика», заведующий отделом, д. т. н., Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН
e-mail: saneev@isem.irk.ru

Ирина ИВАНОВА
Заведующая лабораторией, к. э. н., Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН
e-mail: nord@isem.irk.ru

Александр ИЖБУЛДИН
Ведущий специалист по ТЭК,
Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН
e-mail: izhbuldin@isem.irk.ru

Татьяна ТУГУЗОВА
Старший научный сотрудник, к. т. н., Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН
e-mail: tuguzova@isem.irk.ru

Введение

К региону Восточной Арктики относятся арктические районы Красноярского края, Республики Саха (Якутия) и Чукотского автономного округа, на территории которых согласно государственной программе социально-­экономического развития выделены три опорных зоны: Таймыро-­Туруханская, Северо-­Якутская и Чукотская [1]. В настоящее время суммарная мощность электростанций Восточной Арктики с учетом последних изменений в структуре генерации составляет около 3100 МВт [2]. Производство электроэнергии оценивается в 10 млрд кВт·ч, из которых более 90 % приходится на Таймыро-­Туруханскую зону.
На этой территории централизованное электроснабжение представлено пятью изолированно функционирующими энергорайонами: двумя в Таймыро-­Туруханской зоне, тремя в Чукотской, что связано с историческим промышленно-­хозяйственным освоением [2]. На территории Северо-­Якутской зоны электроснабжение потребителей осуществляется от автономных энергоисточников. Энергетическая изолированность обусловлена удаленностью и отсутствием необходимой транспортной инфраструктуры.

Современное состояние энерго-, топливоснабжения

Более 80 % суммарной мощности электростанций Восточной Арктики функционирует в Таймыро-­Туруханской зоне, основная часть из которых находится в ведении АО «Норильско-­Таймырская энергетическая компания». Особенностью Норильско-­Таймырского энергорайона является большая доля установленной мощности ГЭС (более 40 % от общей установленной мощности станций энергорайона). В структуре мощности автономных электростанций существенную долю занимают газотурбинные установки «РН-Ванкор» и «Ванкорнефти», занимающихся освоением месторождений Ванкорского кластера. Ванкорский энергорайон имеет электрические связи с Северным энергорайоном Тюменской энергосистемы.
В Таймыро-­Туруханской зоне для трех ТЭЦ «Норильско-­Таймырской энергетической компании» используется природный газ Пеляткинского ГКМ. Теплоснабжение небольших населенных пунктов Таймырского Долгано-­Ненецкого и Туруханского районов осуществляется за счет сжигания углей в котельных: каменных Кайерканского и Минусинского месторождений, бурых – Бородинского и Хатангского месторождений.
В структуре мощности электростанций Северо-­Якутской зоны 80 % занимают коммунальные электростанции «Сахаэнерго». Относительно крупные электростанции «Якутской генерирующей компании» функционируют на предприятиях по освоению месторождений алмазов Верхняя Муна и Эбелях. В Северо-­Якутской зоне преимущественным является дизельное топливо, в небольшом количестве на цели энергоснабжения используется нефть, в котельных и Депутатской ТЭЦ – каменный уголь Джебарики-­Хайского и Зырянского месторождений.
На территории Чукотской зоны суммарная мощность электростанций «Чукотэнерго» и филиала концерна «Росэнергоатом», с учетом вывода в 2019 г. одного блока на Билибинской АЭС и ввода ПАТЭС «Академик Ломоносов», составляет 238 МВт. Централизованное электроснабжение обеспечивается в трех изолированных энергоузлах: Анадырском, Эгвекинотском и Чаун-­Билибинском. Среди автономных электростанций основная доля мощности приходится на «Чукотскую горно-­геологическую компанию», которая входит в группу компаний корпорации «Кинросс Голд», разрабатывающей золоторудное месторождение «Купол».
В Чукотской зоне Анадырские ТЭЦ используют в качестве топлива природный газ, Эгвекинотская ГРЭС – анадырский бурый уголь, Чаунская ТЭЦ – зырянский каменный уголь, в котельных сжигаются разные угли. Кроме того, в Чукотской зоне используется ядерное топливо на Билибинской АЭС и запущенной в эксплуатацию в конце 2019 г. плавучей ПАТЭС «Академик Ломоносов».
Исходя из анализа статистических форм отчетности Росстата и данных энергоснабжающих организаций, объемы потребления по видам топлива и категориям энергоисточников на территории Восточной Арктики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Потребление топлива объектами энергетики, тыс. т у. т.
Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП «Сведения о производстве тепловой и электрической энергии объектами генерации (электростанциями)» и 4-ТЭР «Сведения об использовании топливно-­энергетических ресурсов» за 2019 г. с учетом данных компаний и экспертных оценок авторов

На Таймыро-­Туруханскую и Чукотскую зоны приходится 90 % потребляемого в энергетике топлива (рис. 1). При этом в Таймыро-­Туруханской зоне на электростанциях потребляется 97 % топлива, в Чукотской – 88 %. В Северо-­Якутской зоне преобладают коммунальные потребители, поэтому более 60 % топлива используется в котельных.

Рис. 1. Структура потребления топлива объектами энергетики

Структура потребления топлива по видам в восточных Арктических зонах различна. В Таймыро-­Туруханской зоне 97 % потребляемого топлива составляет природный газ, в Северо-­Якутской около 75 % приходится на уголь и дизельное топливо, в Чукотской зоне наибольшую долю занимает ядерное топливо (рис. 2).

Рис. 2. Структура потребления топлива по видам объектами энергетики

Основным вызовом в топливоснабжении потребителей Восточной Арктики и, прежде всего, объектов жизнеобеспечения является сложная транспортная схема. Особенно важное значение проблема доставки топлива имеет для Северо-­Якутской и Чукотской зон, в которых доля топлива, требующего дальней транспортировки, составляет соответственно 72 и 75 % (рис. 3.). В Арктические регионы в полном объеме завозится дизельное топливо, а также ядерное топливо для атомных станций, расположенных в Чукотской зоне. Нефть, газовый конденсат и древесное топливо потребляются, как правило, в районе добычи (заготовки).

Рис. 3. Объем и структура потребления топлива,
для которого требуется дальняя транспортировка

Ситуация с обеспечением потребности в угле иная. Уголь, в основном, добывается в пределах Арктических зон, в которых потребляется. Исключение составляют якутские угли, которые исторически поставляются в Арктическую зону из южных районов республики и в то же время из Северо-­Якутской зоны – в Чукотскую зону. Вследствие чего значительные объемы угля требуют дальней транспортировки. Несмотря на то, что транспортировка осуществляется в основном в пределах одного субъекта РФ, сложность и трудоемкость доставки требует специального упоминания. Доля угля в топливной корзине объектов энергетики значительна в Северо-­Якутской и Чукотской зонах: 41 и 34 %, соответственно (рис. 4). При этом более 90 % угля, потребляемого в Северо-­Якутской зоне, и около половины угля, потребляемого в Чукотской зоне, требуют дальней транспортировки.

Рис. 4. Объем и структура потребления угля

Средняя энергетическая плотность топлива, требующего дальней транспортировки, составляет для Таймыро-­Туруханской зоны 0,717 т у. т./т н. т., для Северо-­Якутской зоны – 1,037, для Чукотской зоны – 1,806. Низкое значение показателя для Таймыро-­Туруханской зоны объясняется преобладанием газа в структуре топлива, не требующего дальнего транспорта. Максимальное значение показателя в Чукотской зоне обусловлено высокой долей ядерного топлива в топливной корзине.

Перспективы энерго-, топливоснабжения при широкомасштабном освоении минерально-­сырьевых ресурсов

В программных документах федерального уровня, определяющих цели, стратегические приоритеты и основные задачи государственной политики в Арктике, в числе приоритетных обозначено множество проектов освоения минерально-­сырьевых ресурсов. Потребность в электроэнергии только приоритетных проектов с высокой степенью разведанности запасов полезных ископаемых, учтенных в государственном балансе, наличием у инвесторов лицензий на разработку месторождений и технико-­экономических обоснований, бизнес-­планов либо проектно-­технической документации, оценивается в 6 млрд кВт·ч [3].
С учетом перспективных проектов освоения месторождений, получивших развитие в последние годы, электропотребление восточных арктических регионов может возрасти по оценкам авторов более, чем в 2 раза. Среди этих проектов разработка Попигайского месторождения импактных алмазов, Пайяхского и Западно-­Анабарского месторождений нефти, Сырадасайского месторождения угля и месторождения серебра «Прогноз» [4–10].
С учетом этих дополнительных проектов, не обозначенных в оценке потребности в энергии, приводимой в [3], прирост электропотребления в Восточной Арктике оценивается авторами в 13,7 млрд кВт·ч/год, из которых более 70 % приходится на Таймыро-­Туруханскую зону (таблица 2). При этом прирост потребности в электроэнергии в Таймыро-­Туруханской зоне соизмерим, в Северо-­Якутской – превосходит в 5,8 раз, в Чукотской – в 3,3 раза в сравнении с текущими значениями показателей выработки электроэнергии соответствующих зон. В таблице 2 приведена потребность в электрических мощностях, определенная авторами в зависимости от месторасположения проекта, наличия транспортных магистралей, оценок сравнительной эффективности централизованного и автономного электроснабжения, использования различных видов топлива.

Таблица 2. Расчетная потребность в электрической энергии
и мощности перспективных проектов освоения минерально-­сырьевых ресурсов

Более 80 % потребности в электрической мощности Таймыро-­Туруханской зоны и около 55 % Северо-­Якутской зоны приходится на тепловые электростанции перспективных нефте- и газодобывающих предприятий, а также предприятий по добыче угля, т. е. обеспеченых собственными топливными ресурсами. На территории Чукотской зоны, в отличие от двух других, 70 % потребности в мощности перспективных предприятий предполагается обеспечить за счет развития централизованного электроснабжения в Чаун-­Билибинском энергоузле за счет строительства новых электростанций и развития электросетевой инфраструктуры. Величина такой мощности в Чукотской зоне при этом сопоставима с величиной подобной мощности в Таймыро-­Туруханской зоне. Однако, развитие генерации на территории Таймыро-­Туруханской зоны обеспечено местными топливными ресурсами (преимущественно природным газом), а на территории Чукотской зоны генерация будет обеспечиваться ядерным топливом или сжиженным природным газом (СПГ), требующим дальней транспортировки.
Использование сжиженного природного газа в качестве альтернативы дизельному топливу и вероятному развитию атомной генерации в Чаун-­Билибинском энергоузле Чукотского автономного округа является одним из возможных направлений диверсификации источников топлива в регионах Восточной Арктики.
При создании инфраструктуры транспортировки и хранения сжиженного природного газа на территории Восточной Арктики экономически целесообразно использование СПГ вместо дизельного топлива на автономных электростанциях для предприятий по добыче минерально-­сырьевых ресурсов в Северо-­Якутской зоне, а также на месторождениях Попигайском и «Пыркакайские штокверки». Суммарная потребность в СПГ для этих электростанций оценивается в 360–380 тыс. т у. т.
Суммарная потребность в топливе для энергоснабжения перспективных предприятий по освоению минерально-­сырьевых ресурсов в восточном Арктическом секторе РФ оценивается авторами в 5,1–5,6 млн т у. т (таблица 3, рис. 5). Половина потребности будет обеспечена за счет попутного газа нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Таблица 3. Потребность в топливе перспективных предприятий
по освоению минерально-­сырьевых ресурсов, тыс. т у. т.
Рис. 5. Потребность в топливе перспективных предприятий
по освоению минерально-­сырьевых ресурсов, тыс. т у. т.

В суммарном топливопотреблении новых энергоисточников с учетом возможного использования СПГ около 71 % (3594 тыс. т у. т.) приходится на Таймыро-­Туруханскую Арктическую зону, 11 % (567 тыс. т у. т.) – на Северо-­Якутскую и 18 % (915 тыс. т у. т.) – на Чукотскую зону. Доля СПГ может достигнуть 20 %.
В Таймыро-­Туруханской зоне для энергоснабжения перспективных предприятий по освоению нефтегазовых месторождений предусматривается строительство ТЭС с использованием в качестве топлива попутного нефтяного газа (ПНГ). Доля ПНГ в этой зоне составляет 82 % от суммарного топливопотребления перспективных энергоисточников.
В Северо-­Якутской зоне также преобладают крупные энергоисточники с использованием попутного нефтяного газа. Доля ПНГ достигает 61 % от общей потребности в топливе новых энергоисточников этой зоны. Использование здесь угля не предусматривается. Нефть предполагается использовать только в Северо-­Якутской Арктической зоне для энергоснабжения проекта по добыче алмазов на Верхне-­Мунском месторождении. По экономическим показателям нефть может служить привлекательной альтернативой дизельному топливу, ограничением в случае ее использования выступает мощностной ряд оборудования на нефти и его существенная капиталоемкость.
Чукотская зона характеризуется также преобладанием газа (до 58 %) в структуре потребности в топливе новых энергоисточников. Это обусловлено превалированием месторождений золота, олова, меди, расположенных вдали от топливных баз и месторождений, за исключением добычи угля Беринговского угольного бассейна в Анадырском районе.
Таким образом, при реализации перспективных проектов в Восточной Арктике потребуется значительное количество топливно-­энергетических ресурсов, а с учетом существующих расходов топлива на энергоснабжение объем потребления топлива может составить более 9 млн т у. т. Суммарный прирост по всем видам топлива оценивается более, чем в 2 раза (таблица 4).

Таблица 4. Перспективная потребность в топливе, тыс. т у. т.

Заключение

Широкомасштабное освоение минерально‑сырьевых ресурсов Восточной Арктики повлечет существенное увеличение потребности в электрической энергии и мощности на этой территории. Суммарный прирост электропотребления перспективных проектов оценивается в 13,7 млрд кВт·ч/год, что превосходит современный уровень в 1,3 раза. Потребность в топливе новых генерирующих мощностей на предприятиях по освоению ресурсов оценивается в 5–5,6 млн т у. т., из которых около 60 % приходится на проекты по добыче топливных ресурсов: нефти, газа, угля. Остальная часть прироста потребления топлива будет обеспечиваться за счет привозных ресурсов, что значительно увеличит нагрузку на транспортную систему. Учитывая сложную многозвенную и сезонную логистику топлива в регионы Восточной Арктики, состояние круглогодичных дорог и автозимников, транспортная инфраструктура может стать барьером широкомасштабного освоения минерально-­сырьевых ресурсов. В связи с чем необходима государственная программа развития транспортной и энергетической инфраструктуры в Арктических регионах России, без которой ставится под сомнение реальность экономического развития Арктики.

Исследование выполнено в рамках проекта государственного задания (№ FWEU-2021-0004) фундаментальных исследований РФ (рег. №АААА-А21-121012090010-7).