Колонка независимого эксперта Александра Собко специально для G&M:
Последнее время «электрификация» будущих российских заводов СПГ — популярная тема для обсуждения. Причин тому две. Во-первых, недавно анонсированный проект «Мурманский СПГ», где в качестве источника энергии планируется использовать избыточные мощности «Кольской АЭС». Во-вторых, трудности с поставками западных газовых турбин на фоне давно известных проблем с импортозамещением в этом секторе у нас. О чём идёт речь, как эти аспекты связаны друг с другом, и почему это сейчас важно, предлагаем разобраться.
Итак, любому заводу СПГ для работы требуется энергия. Исторически, как правило, в качестве источника энергии также использовался сам природный газ. Это просто удобно, особенно с учётом того, что многие заводы СПГ находятся в отдалённых регионах. К слову сказать, энергетические расходы составляют около 10% от сжижаемого газа. С некоторой долей условности, весь объём необходимой энергии можно разделить на две крупные части. Во-первых, это электроэнергия, необходимая для функционирования заводов (к примеру, работа насосов да и всего заводского хозяйства). Во-вторых, и, в некотором смысле, главных — энергия для работы нескольких компрессоров, имеющих ключевое значение для процесса сжижения.
В «классическом» варианте завода СПГ, где в качестве источника энергии используется всё тот же добываемый газ, электроэнергия производится на заводской газовой ТЭС, а за работу механических приводов компрессоров также отвечают газовые турбины. Примером такого классического завода является «Ямал СПГ». Мощность ТЭС, снабжающей электроэнергией «Ямал СПГ», составляет 376 МВт — 8 газовых турбин производства Siemens по 47 МВт каждая.
Полностью противоположный пример — будущий «Мурманский СПГ». Хотя точная его конфигурация пока неизвестна, но с учётом использования электроэнергии «Кольской АЭС», уже сейчас можно предположить, что и собственная электростанция будет не нужна, и работу компрессоров будет обеспечивать электрический привод (по сути — это мощный электродвигатель).
Анонсированные сроки сдачи первой линии «Мурманского СПГ» — 2027 год. Это может показаться слишком оптимистичным, учитывая что даже инвестрешение пока не принято (а завод СПГ строится обычно не менее четырёх лет). Однако, отсутствие всей газотурбинной и электроэнергетической части, вероятно, ускорит строительство. Дело за «малым» — найти российского производителя, готового достаточно оперативно построить мощный электродвигатель.
Нужно сказать, что подход с электрическим приводом для работы компрессорного оборудования не является чем-то новым и уникальным. Этот подход и его преимущества для работы заводов СПГ начал активно обсуждаться ещё в первой половине 2000-х годов. А сейчас электрический привод компрессоров применяется на некоторых заводах СПГ в США, хотя, разумеется, никаких проблем с дефицитом газовых турбин эта страна не испытывает. Но и заводы СПГ в этой стране расположены в регионе с развитой инфраструктурой, поэтому подключиться к электрическим сетям проще.
Но «Мурманский СПГ» — это дело пусть не очень отдалённого, но будущего. Сейчас же основной интерес к «Арктик СПГ 2». А что там? Изначально, планировалась схема, аналогичная «Ямал СПГ». Но санкции внесли коррективы. Baker Hughes, которая должна была поставить газовые турбины для всех трёх линий завода (и для выработки электроэнергии, и для работы компрессоров), успела отгрузить только часть турбин. Их точно достаточно для работы компрессоров для первой линии. Очевидно, что решен вопрос и с энергоснабжением первой линии, так как она должна начать работу уже через полгода, и уже в июле платформа с заводом начнёт свой путь из Мурманской области к полуострову Гыдан.
Но для всех трёх линий турбин Baker Hughes, которые удалось получить, не хватит. Напомним, что ещё год назад, когда проблема уже была понятна, обсуждалась возможность использования плавучей газопоршневой электростанции турецкой компании Karpowership. Но договориться с компанией не удалось. Тем не менее, Л.Михельсон в феврале заявлял, что вопросы электроснабжения для оставшихся линий завода решены. Возможно, что речь, в частности, идёт об использовании китайских турбин мощностью 25 МВт компании Harbin Guanghan Gas Turbine, о чём сообщали СМИ.
Тем не менее, сложившаяся ситуация вынуждает компанию перевести работу компрессоров в ещё не достроенных линиях завода «Арктик СПГ 2» на электрический привод.
То есть, судя по всему, «Арктик СПГ 2» окажется достаточно «пёстрым» с точки зрения технологий. Первая линия будет работать по классической схеме, аналогично «Ямал СПГ». Для оставшихся линий, ожидается использование электропривода компрессоров, для чего соответственно нужно увеличить мощность электростанции, обеспечивающей работу завода. Обращает на себя внимание, что хотя проблема электроснабжения в целом решена, тем не менее было принято решение не использовать имеющиеся турбины непосредственно для работы компрессорного оборудования, а перейти на электропривод.
Хотя использование российской турбины, разработанной для электростанций, в качестве механического привода компрессора обсуждалось для «Балтийского СПГ», но такой вариант действительно несёт риски.
А что с экономикой электроприводов? Здесь всё зависит от особенностей проекта.
Если мы говорим о «Мурманском СПГ», то капитальные затраты должны быть заметно ниже за счёт отсутствия ТЭС и газовых турбин (правда, электромотор стоит сопоставимо с турбиной для компрессора). Что касается операционных затрат — то всё зависит от того, по какой цене будет приобретаться электроэнергия с «Кольской АЭС». Но в любом случае, отсутствие турбинной части резко снижает расходы на обслуживание, кроме того, оно проходит реже и быстрее, что снижает и сроки простоя завода.
Если же мы говорим об «Арктик СПГ 2» и замене турбины на электромотор с увеличением мощности ТЭС, то здесь капитальные затраты однозначно увеличатся. Недавно стало известно, что общие затраты на все три линии завода вырастут с 21,3 до 25 млрд долларов именно из-за перевода второй и третьей линии на электропривод. «С другой стороны, теперь операционные затраты точно будут меньше», — сообщил в июне на на ПМЭФ Л.Михельсон.
Помимо экономии на обслуживании, работа компрессоров на основе привода электродвигателя оказывается по суммарному КПД более эффективной. КПД газовой турбины для работы компрессоров оценивается всего в 30%. Газовая электростанция, особенно если это парогазовая установка, имеет КПД 55% и даже выше. И даже КПД простой газотурбинной станции заметно выше 30%. Потери же энергии в электромоторе не очень велики.
Конечно, энергоэффективность не выглядит для проекта критичной, так как себестоимость сырьевого газа на полуострове Гыдан, в общем-то невелика (хотя чем больше газа удастся сэкономить, тем больше сможет работать завод без доразведки новых запасов).
Но энергоэффективность процесса и КПД напрямую влияют на объёмы сжигаемого газа, а значит и на выбросы углекислоты. Несмотря на разговоры в Европе об ограничениях закупки российского СПГ, в этом году объёмы экспорта СПГ с Ямала в ЕС опять бьют рекорды (в Азию пока отправилось считанное число танкеров). Если экспорт российского СПГ в ЕС сохранится и в будущем, то значит углеродный след получаемого топлива будет иметь значение.
Не случайно уже упомянутые американские заводы СПГ «гордятся» электрификацией своих производств, так как это снижает углеродный след (хотя, конечно, строго говоря, он зависит от структуры выработки электроэнергии).
Так или иначе, весьма вероятно, что производство на будущем «Мурманском СПГ» окажется с рекордно низким для заводов СПГ углеродным следом (если оставить за скобками будущие заводы с улавливанием CO2), так как будет использоваться электроэнергия по определению низкоуглеродной АЭС.
Электропривод то кто будет делать?