Ускоренная модернизация
Долгосрочная инвестиционная программа «Норникеля» на 2021-2030 годы пересмотрена в сторону увеличения до 35 млрд долларов, из которых 6 млрд компания, как и планировалось ранее, направит на экологические проекты (большей частью на масштабную «Серную программу» в Норильском дивизионе), а 8 млрд – на развитие энергетической инфраструктуры. По этому направлению запланирована ускоренная модернизация возобновляемых источников энергии и линий высоковольтных передач, а также реализация новых проектов по добыче и транспортировке природного газа. Об этом на ежегодном Дне стратегии сообщил старший вице-президент – руководитель Блока стратегии и управления стратегическими проектами, логистики и ресурсного обеспечения «Норникеля» Сергей Дубовицкий.
Дополнительные 2 млрд долларов, по его словам, будут направлены еще и на поддержание основных фондов – капитальные ремонты и приобретение нового оборудования.
Так как на Кольском полуострове у «Норникеля» практически нет собственных энергоактивов, кроме двух мазутных котельных в Мончегорске (паровой и водогрейной, производящих теплоноситель для нужд как производства, так и города), основные проекты в сфере энергетики, очевидно, будут реализованы компанией в Норильском промышленном районе (НПР). Тем более что там под крылом «Норникеля» исторически находится вся цепочка, от добычи и транспортировки основного топлива (природного газа), до передачи вырабатываемой на ГЭС электрической, а на ТЭЦ – еще и тепловой энергии до потребителей территориально и технологически изолированной от ЕЭС России энергосистемы.
В таких условиях гиганту цветной металлургии приходится балансировать по тонкой грани. С одной стороны, обеспечивать повышенные требования к надежности и безопасности энергоснабжения. С другой, двигаться к достижению своей стратегической цели – выхода в премьер-лигу компаний, способствующих переходу всего мира к «зеленой» экономике. Как отметил на Дне стратегии старший вице-президент по устойчивому развитию «Норникеля» Андрей Бугров, «для нас это значит не только соответствовать всем техническим и законодательным требованиям, но и удовлетворять самым высоким отраслевым стандартам в области экологии, промышленной безопасности и корпоративного управления».
Как и все ведущие игроки в мировой металлургии, «Норникель» намерен не только повышать свою экологичность, но укреплять достижения в сфере декарбонизации. Стартовые позиции на этом пути у Группы, на первый взгляд, выглядят идеально: она уже находится в нижнем квартиле на кривой удельных выбросов CO2 на единицу продукции среди всех глобальных производителей никеля. И демонстрирует самые низкие выбросы парниковых газов (ПГ) по всем трем охватам (Scope 1, 2 и 3) среди крупных горно-металлургических холдингов в мире (порядка 10 млн тонн СО2-экв. в год). И все благодаря тому, что существенную долю в энергогенерации «Норникеля» обеспечивают возобновляемые источники – две крупных ГЭС, Усть-Хантайская и Курейская, при этом остальное приходится на природный газ, имеющий самый низкий углеродный след среди ископаемого топлива.
Однако все эти преимущества сложно превзойти – например, сократить выбросы ПГ еще сильнее. К тому же реализация масштабной экологической «Серной программы» и запланированный рост производства (никеля и меди – на 25-35%, а металлов платиновой группы – на 50-60%, для чего потребуется не только увеличить объемы добычи руды, но и существенно расширить перерабатывающие активы) потребует, по некоторым оценкам, от 400 до 600 МВт новой мощности. По словам Сергея Дубовицкого, если при этом «вообще ничего не делать», ежегодные выбросы ПГ «Норникеля» могут вырасти до 11 млн тонн СО2-экв.
Но у компании другие планы: среднесрочная программа по декарбонизации предполагает снижение выбросов СО2 примерно на 1,5 млн тонн в год, что позволит «Норникелю» в период до 2028 году не выйти за достигнутые на сегодня абсолютные показатели. И при этом снизить интенсивность на тонну никелевого эквивалента на 16%, до 6,7 тонн. По словам Андрея Бугрова, компания пока не считает возможным для себя заявлять о достижении «нулевых выбросов» к середине века или даже к 2060 году (что уже сделали некоторые зарубежные отраслевые игроки). «Всему свое время», - отметил топ-менеджер.
«Чтобы эффективно «вписаться» в «зеленую» экономику и в полной мере воспользоваться ее преимуществами, перед «Норникелем» стоят две основные задачи. С одной стороны – увеличить производство металлов, спрос на которые растет в процессе энергоперехода и декарбонизации. С другой – до минимума снизить углеродный след, поскольку потребители металлов отдадут предпочтение тем поставщикам, которые обеспечат наименьший углеродный след сырья для выпускаемой ими продукции. В цветной металлургии самая большая часть углеродного следа приходится именно на выработку электроэнергии, используемой для производства металлов. Поэтому такое большое значение для «Норникеля» имеет модернизация энергетической инфраструктуры», - заявил «Кислород.ЛАЙФ» аналитик ФГ «ФИНАМ» Алексей Калачев.
Обновляя «железо», ресурсы которого в условиях Крайнего Севера явно имеют пределы (компания постоянно подчеркивает, что извлекла уроки из прошлогоднего инцидента на Норильской ТЭЦ-3), «Норникель» также страхует себя и от всевозможных физических рисков. Основные инвестпроекты в сфере энергетики будут реализованы в дочерних компаниях Норильского дивизиона: АО «НТЭК», которое осуществляет производство, передачу и снабжение всего НПР, в том числе и населения, электрической и тепловой энергией, а также водой, и в АО «Норильсктрансгаз», отвечающего за транспортировку природного газа и конденсата от месторождений на Таймыре (добычу на них ведет еще одна «дочка» «Норникеля», АО «Норильскгазпром») до потребителей.
Еще одна ГЭС
В сфере энергогенерации первый крупный шаг компанией был сделан еще в предыдущем инвестцикле – в октябре «Норникель» запустил седьмой гидроагрегат, последний из заменяемых, на Усть-Хантайской ГЭС, которая вырабатывает четверть потребляемой НПР электроэнергии (подробнее здесь). Теперь в Снежногорске, который находится в 180 км от Норильска и в 100 км от Игарки, продолжает работу ГЭС с полностью обновленной «начинкой». Программа модернизации Усть-Хантайской ГЭС общей стоимостью более 7,5 млрд рублей стартовала еще в 2014 году, в год здесь меняли по одному гидроагрегату – причем вместо поворотно-лопастных турбин в те же ячейки ставили радиально-осевые. В итоге установленная мощность ГЭС выросла на 70 МВт, до 511 МВт, максимальная годовая выработка – до 2,4 млрд кВт*часов, станция существенно улучшила свои показатели по надежности, автоматизации и экологичности.
Аналогичная модернизация теперь ждет и вторую ГЭС «Норникеля» на Таймыре – Курейскую (600 МВт). Ее начали строить еще в 1975-м, но запуск гидроагрегатов попал на распад СССР – первый запустили в 1987-м, пятый – в 1994-м. При этом окончательная приемка Госкомиссией и ввод в эксплуатацию станции состоялись… 11 декабря 2002 года! Как рассказал «Кислород.ЛАЙФ» вице-президент «Норникеля» по энергетике Евгений Федоров, первый обновленный гидроагрегат на Курейской ГЭС планируется запустить уже в 2024-2025 годах. Стоимость полного обновления станции пока что оцениваются в 10 млрд рублей, реализовать всю программу в компании рассчитывают также поэтапно, заменяя по одному гидроагрегату в год.
Обновление ГЭС позволяет «Норникелю», прежде всего, кратно повышать КПД гидроагрегатов. «За счет этого на том же объеме воды они могут выработать больший объем электроэнергии. Растет производства на ГЭС – меньше требуется сжигать природного газа на ТЭЦ», – объяснял взаимосвязи Федоров. Неудивительно, что по итогам прошлого года, например, доля электроэнергии из ВИЭ в энергопотреблении всей Группы компаний «Норникель» выросла до 46% (с 36% в 2016-м). А доля ГЭС в общей выработке АО «НТЭК» (то есть только на Таймыре, где теперь сконцентрирована наиболее энергоемкая часть технологической цепочки компании – пирометаллургия) – до 55%!
Все это – прямое следствие модернизации пока что только одной ГЭС. В компании рассчитали, что замена гидротурбин только на Усть-Хантайской станции позволит снизить выбросы СО2 более чем на 300 тыс. тонн в год. Модернизация Курейской ГЭС также приведет к существенному сокращению эмиссии парниковых газов.
Обновление и ПГУ
Суммарная установленная мощность двух ГЭС «Норникеля» теперь составляет 1 111 МВт, что практически сопоставимо с совокупной мощностью трех газовых ТЭЦ – 1 115 МВт. Однако объекты когенерации производят еще и тепловую энергию – как для нужд производства, так и для обогрева жилого сектора районов Норильска. С учетом климатических особенностей НПР такие станции большую часть года работают по тепловому графику, в режиме теплофикации, наиболее эффективному для паротурбинного оборудования. Рост его производительности, снижение удельных расходов топлива и сокращение всевозможных потерь – магистральный путь для «Норникеля» в тепловой генерации, способный, к тому же, покрыть рост не только электрических, но и тепловых нагрузок.
Самый крупный проект уже реализуется на Норильской ТЭЦ-2 в Талнахе – до конца 2024 года «Норникель» вложит почти 16 млрд рублей в установку здесь двух новых энергоблоков, взамен самых старых, отработавших с пуска станции, то есть более полувека (блок №1 вывели из эксплуатации еще в 1999 году). В итоге электрическая мощность ТЭЦ-2 вырастет с 425 до 515 МВт, а тепловая – с 1151 до 1243 Гкал/час. Это повысит надежность энергоснабжения и перспективные нагрузки расширяющей мощности Талнахской обогатительной фабрики и рудников Правобережья. Обновленный первый энергоблок уже функционирует в стадии пусконаладки, официально запустить его компания планирует в первом квартале 2022 года. На втором продолжается монтаж основных элементов. После его ввода «Норникель» планирует заменить на ТЭЦ-2 третий и четвертый энергоблоки (из шести действующих).
В дальнейших планах, как рассказал Сергей Дубовицкий, строительство двух новых энергоблоков на ТЭЦ-3 в Кайеркане, а также – потенциально – и на ТЭЦ-1, расположенной в центральной части Норильска. Уникальным для «Норникеля» может стать проект на ТЭЦ-3 – по словам Евгения Федорова, там планируется строительство двух парогазовых установок (ПГУ). Таких в Норильске никогда не эксплуатировали; все тепловые станции здесь исторически работают в традиционном для России паросиловом цикле. Не стали менять парадигму и при модернизации ТЭЦ-2. «На ТЭЦ-3, в отличие от проекта на ТЭЦ-2, стройка будет идти не в существующем главном корпусе. Это будет новое строительство. По сути, новой ТЭЦ, просто в непосредственной близости от действующей. В планах – к 2025-2026 году получить 130-150 МВт на каждой из двух ПГУ», - рассказывал Федоров.
«Их главное предназначение – заместить летнюю конденсационную выработку паросиловых блоков за счет более эффективного парогазового цикла. При работе в теплофикационном режиме КПД у обоих технологий плюс-минус одинаковый. Если мы говорим даже не про УРУТ на выработку электроэнергии, а про коэффициент использования тепла от топлива, то в обоих случаях будет вплоть до 90%. Принципиально другая история – при выработке электроэнергии в конденсационном режиме. Когда паровые турбины ПТ, Т работают в конденсационном режиме, их электрический КПД падает до 30%. Тогда как на парогазовой технологии КПД в конденсационном цикле превышает 50-55%. Вывод очевиден – запуск ПГУ даст нам практически двукратный прирост КПД в тепловой генерации именно для конденсационного цикла», – отмечал вице-президент «Норникеля» по энергетике.
Модернизация генерирующих активов позволит покрыть все перспективные потребности «Норникеля» и НПР в целом в электрической и тепловой энергии. Вклад в декарбонизацию также очевиден – рост энергоэффективности за счет усиленного акцента на более высоких показателях производительности новых энергоблоков на ТЭЦ и сокращения потерь. Кстати, именно обновление энергоактивов позволило «Норникелю» произвести в этом году первую партию углеродно-нейтрального никеля объемом 5 тыс. тонн. И это явно не предел!
Как заявил «Кислород.ЛАЙФ» аналитик ФГ «ФИНАМ» Алексей Калачев, «модернизация гидроагрегатов повышает энергоэффективность, КПД и общую выработку ГЭС, тем самым увеличивая долю возобновляемой энергетики в энергоструктуре компании. Модернизация газовых ТЭЦ также работает в этом направлении: с заменой всех турбоагрегатов КПД станций вырастет, большее количество энергии будет вырабатываться при сжигании меньшего количества газа. Снизить выбросы компания может также, обновив системы очистки дымовых газов. Со временем, вероятно, можно будет использовать технологии улавливания СО2».
Возможности других видов ВИЭ в целом для «Норникеля» достаточно ограничены – из-за суровых условий Заполярья. «Не так много мест, где можно разместить ГЭС. Для солнечной энергетики слишком долгая полярная ночь. Ветрогенерация также может оказаться не очень эффективной при низких температурах из-за обледенения башен. Строительство АЭС для «Норникеля» – это, наверное, слишком затратно. Так что газовая энергогенерация для Крайнего Севера остается разумным компромиссом, поскольку природный газ имеет самый низкий углеродный след среди всех видов ископаемого топлива», - отмечает Калачев.
Транспорт газа и энергоносителя
Росту энергоэффективности служат и проекты по реновации сетевой инфраструктуры: запланирована ускоренная замена линий электропередачи 110 кВ и 220 кВ (общей длиной более 1000 км), а также, что в условиях Крайнего Севера очень важно, модернизация сетей тепло- и водоснабжения. «Инвестиции в теплоснабжение Норильской агломерации важны в первую очередь для обеспечения надежности и бесперебойности функционирования централизованной системы. Исходя из информации, которую можно получить из Схем теплоснабжения Норильска, повысить энергоэффективности системы можно за счет оптимизации режима тепловой сети и снижения за счет этого потерь тепловой энергии и расхода электроэнергии на работу сетевых насосов. В части декарбонизации смотреть нужно прежде всего на источники – в регионе она в настоящий момент оптимальная, но, конечно, снижение непроизводительных расходов энергии свой вклад внесет. При этом изменение методов регулирования режима тепловой сети может привести к снижению не только потерь при передаче и распределении тепловой энергии, но к устранению перетопов», - прокомментировал «Кислород.ЛАЙФ» независимый эксперт в энергетике Сергей Бухаров.
Для того, чтобы производить электрическую и тепловую энергию, «Норникелю» нужно обеспечить генерирующие активы топливом – природным газом. Хотя запасы газа на четырех месторождениях (Северо- и Южно-Соленинском, а также Пеляткинском ГКМ, и Мессояхском ГМ) превышают 244 млрд кубометров, в компании планируют вложения в доразведку – после 2028 года запланировано увеличение объемов бурения скважин на Пелятке. Ежегодно компания добывает порядка 2,7 млрд кубометров газа и 114 тыс. тонн конденсата, запланированный рост основного производства потребует до 1 млрд кубометров в год дополнительно.
За исключением Мессояхи, с которого стартовала газификация НПР, на остальных трех месторождениях совместно с газом добывают еще и газовый конденсат, который отделяется от него на промыслах, и транспортируется тем же АО «Норильсктрансгаз» по магистральному конденсатопроводу до резервуаров в Дудинке (далее его перекачивают в резервуары Таймырской топливной компании). Есть в НПР еще и система метанолопроводов – эту жидкость от резервуарного парка в пос. Тухард разводят до месторождений (она используется в процессах добычи). Длина газопроводов и конденсатопроводов под крылом «Норильсктрансгаза» составляет 1 602,5 км, большая их часть строилась еще на этапе газификации НПР – в 1970-х. Поэтому новые проекты в газовой отрасли, по словам Сергея Дубовицкого, добавлены в инвестпрограмму «для обеспечения ускоренной замены устаревшего оборудования, снижения физических рисков и долгосрочной надежности».
Как рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в «Норильсктрансгазе», с учетом планируемого роста потребности НПР в природном газе от концепции «продления разрешения на эксплуатацию», реализация которой шла путем проведения выборочного ремонта опорно-ригельной части трубопроводов, с прошлого года компания перешла к поэтапной и комплексной замене участков газотранспортной системы: всего на новом этапе предстоит модернизировать более 150 км только магистральных газопроводов и конденсатопроводов.
Не менее масштабная программа направлена и на комплексную реновацию газораспределительных сетей, проложенных от каждой из четырех ГРС до производственных подразделений «Норникеля» и других потребителей в НПР. Общая длина этих линий составляет около 80 км. Проект разделен на четыре пусковых комплекса. Два из них позволят повысить надежность и безопасность газоснабжения Надеждинского металлургического завода, и расположенных рядом с ним ТЭЦ-3, пиковой котельной и завода «ТИСМА» (входит в Норильский обеспечивающий комплекс), еще один – Медного и Цементного заводов, а четвертый – портовой Дудинки. «Итогом станет абсолютно новая система, которая позволит повысить надежность и безопасность подачи газа производственным переделам компании, промышленным предприятиям Норильска и Дудинки», - рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в «Норильсктрансгазе».
Запланировано и новое строительство – например, 70-километровых магистральных газопровода, конденсатопровода и метанолопровода напрямую от Пелятки до Мессояхи. Все другие месторождения имеют между собой трехниточные связи, а на этом участке до сих пор было только две нитки. Реализация проекта обеспечит возможность вывода из эксплуатации участков в межпромысловой части для проведения ремонтов или замен трубопроводов. Но, что интересно, новые трубопроводы помогут обеспечить и резервный маршрут транспортировки газа на этом участке, что необходимо, в том числе, и для изменения топливного режима на всех трех норильских ТЭЦ – отказа от дизтоплива в качестве резервного и аварийного. Хотя эти запасы практически не используются (только в пиковые моменты, например, в сильные морозы, когда не хватает газа), их нужно хранить – а, как показали события прошлого года, это в условиях НПР становится делом рискованным.
За счет модернизации газотранспортной системы «Норникель» получит возможность перевести ТЭЦ на систему «газ – газ». Впрочем, для столь революционных изменений предстоит сделать еще очень многое; например, построить не только новые газопроводы, но и четыре новых автоматических ГРС для подготовки природного газа, поставляемого на ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ- 3 и котельные Дудинки. «Автоматизированные газораспределительные станции нового поколения будут построены на производственных площадках, которые находятся рядом с существующими газораспределительными станциями в Норильске, Талнахе, Дудинке и на Надежде. Они позволят обеспечить редуцирование (процесс снижения давления на входе до заданного значения и поддержание его с определенной точностью) полного потока газа по основной и резервной технологическим линиям. Таким образом, каждая ТЭЦ Норильской энергосистемы будет получать природный газ от двух независимых источников. Что полностью обеспечит потребности всех ТЭЦ при работе на полную мощность и не придется пользоваться дизельным топливом», - рассказал заместитель гендиректора АО «Норильсктрансгаз» по капстроительству и ремонтам Николай Волков.
Проекты в энергетике носят комплексный характер – позволяют решить и застарелые экологические проблемы, и повысить энергоэффективность, и внести вклад в дело декарбонизации. «Наша цель – интеграция в новую зеленую экономику. Мировой тренд на решение проблемы изменения климата ведет к увеличению спроса на наши металлы, что подтверждает правильность нашего решения по росту производства… Мы запустили внедрение программы мониторинга вечной мерзлоты в Норильске, начали обновление основных производственных активов и энергетической инфраструктуры. Мы ожидаем существенного снижения выбросов парниковых газов по мере реализации программ энергоэффективности и модернизации генерирующих активов», - заявил президент «Норникеля» Владимир Потанин.
«Цели стратегии «Норникеля» в области изменения климата – «удержание объема абсолютных производственных выбросов парниковых газов Охвата 1+2 на уровне около 10 млн т CO2-эквивалента до 2030 года при увеличении объемов производства на 30-40%» (по данным сайта компании), с одной стороны, можно считать не столь амбициозными, как у конкурентов. Так, международная горно-металлургическая компания BHP ставит цель сократить выбросы к 2030 году на 30% от уровня 2020-го (безотносительно объемов производства) и достичь углеродной нейтральности к 2050-му. С другой стороны, «Норникель» находится в начале пути, и для формулирования обоснованной долгосрочной цели нужен анализ регуляторного, рыночного окружения, трендов, которые энергопереход создает в России и на ключевых рынках компании, и ее реальных возможностей, - заявил «Кислород.ЛАЙФ» руководитель направления «Водород и эффективность» Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Юрий Мельников.
По его мнению, «модернизация ГЭС (которая приведет к росту выработки электроэнергии на этих станциях) и модернизация газовых ТЭС (которая сократит углеродный след вырабатываемой ими энергии) в любом случае – необходимые (но необязательно достаточные) направления на пути достижения поставленных компанией целей. Важно удостовериться, что принимаемые сейчас решения не станут барьером через три-пять лет, когда модернизация энергоактивов уже завершится, а цели будут пересмотрены в сторону роста амбициозности. Здесь может помочь комплексный подход, основанный на сценарном моделировании, и очень важно, чтобы менеджмент компании был знаком со всей палитрой возможностей декарбонизации (не только модернизацией ГЭС и ТЭС), возможностями и ограничениями их применения в условиях Норильского промышленного района, а также был готов из этого множества создавать и реализовывать эффективные инвестиционные проекты».
«Норникель» завершил модернизацию Усть-Хантайской ГЭС на Таймыре. Проект стоимостью более 7,5 млрд рублей поможет компании нарастить объемы производства углеродно-нейтральной продукции.
«Норникель» выпустил первую в своей истории сертифицированную партию углеродно-нейтральных никелевых катодов. По мере сокращения компанией выбросов парниковых газов объемы такого производства будут расти.