Сетевое бесхозяйство: промысловая энергетика ЯНАО и Восточной Сибири

Как правило, с электроснабжением нефтегазовых промыслов Западной Сибири (ХМАО) у энергетиков особых проблем не возникает. В большинстве случаев вопрос решается строительством подстанции и протяжкой ЛЭП прямо на месторождение. Разумно и просто. Однако не каждый добычной регион может похвастаться развитой сетевой инфраструктурой или инфраструктурой как таковой. По этой причине операторы восточно-сибирских проектов (в меньшей степени в ЯНАО) сегодня являются самыми активными «пользователями» автономных (дизельных и газовых) электростанций.

Информации о намерении Единой энергосистемы принять участие в энергообеспечении данных регионов пока нет. Подобное развитие событий, конечно, не исключается, однако существующие факты говорят, скорее, о том, что развития сетевого хозяйства здесь не будет еще очень долго. А значит, спрос на автономную энергетику и услуги подрядчиков в обоих регионах будет расти по мере повышения геологоразведочной и буровой активности нефтяных и газовых компаний, а также реализации ими проектов по утилизации ПНГ. Эксперты уверены, что сегодня строительство собственных энергоисточников еще и экономически выгодно: стоимость вырабатываемой энергии пока существенно ниже отпускаемой, а сроки окупаемости оборудования составляют всего 3-7 лет. Сдерживающих факторов, впрочем, тоже хватает. Так, негативное влияние на процессы строительства промысловых электростанций оказывают сложность транспортно-логистических схем доставки оборудования и материалов, а также дефицит квалифицированных подрядных организаций, способных справиться с поставленными перед ними задачами.

Методов электроснабжения нефтегазовых месторождений существует не так много. При наличии хорошо развитого сетевого хозяйства вопрос решается строительством на промысле ПС-110, 35 с последующим подключением к сетевым источникам. За неимением же центрального энергоснабжения в ход идут автономные энергоисточники -- преимущественно дизельные (ДЭС), газотурбинные (ГТЭС) или газопоршневые (ГПЭС) электростанции. Именно они и составляют сегодня основу парка энергооборудования нефтегазовых компаний (НГК), ведущих разработку месторождений в труднодоступных и малоосвоенных регионах, таких как Восточная Сибирь и Ямало-ненецкий автономный округ (ЯНАО).

Понастроили тут

К настоящему времени на Талаканском месторождении (Республика Саха, Якутия, лицензией на разработку владеет «Сургутнефтегаз») введена в эксплуатацию ГПЭС мощностью 12 МВт, построена ГТЭС мощностью около 150 МВт. На Ванкорском месторождении (Красноярский край, «Роснефть») близки к завершению работы по вводу в эксплуатацию ГТЭС мощностью 200 МВт. Все объекты полностью автономны и работают на попутном нефтяном газе (ПНГ).

Также по заказу «Роснефти» в стадии реализации находится строительство ГПЭС мощностью 42,7 МВт для энергоснабжения насосной станции (НПС-2) магистрального нефтепровода «Ванкор-Пурпе» (генподрядчик - «Энерготех»). На сегодняшний день полностью завершена поставка шести ГПГУ Wartsila, завершены СМР по возведению монолитного каркаса и металлоконструкций главного здания ГПЭС.

На Верхнечонском НГКМ (оператор - «Верхнечонскнефтегаз»), расположенном в соседней Иркутской области, за последние 2-3 года вопросы энергообеспечения решались путем строительства собственной электростанции на базе поршневых машин 8ГДГ суммарной мощностью 6,6 МВт, работающих на газонефтяной смеси, а также -- при помощи аренды ДЭС, расположенных на различных объектах нефтепромысла. К октябрю 2010 года предполагается сдать в эксплуатацию энергоцентр собственных нужд (ЭСН-2) на базе газотурбинных установок Rolls Royce (суммарной мощностью 26 МВт), также работающих на попутном газе. Сметная стоимость проекта составляет 1,97 млрд руб., суммарная нагрузка на первую и вторую очереди энергоцентра в 2010 году - 13 МВт.

Для энергоснабжения Ярактинского НГКМ (Иркутская область) специалистами оперирующей «Иркутской нефтяной компании» (ИНК) используются передвижные автоматизированные энергостанции (ПАЭС-2500) в составе энергокомплексов на жидкостном и газовом топливе и дизельные электростанции. В этом году компания планирует продолжить строительство энергокомплекса на площадке УКПГ (вторая очередь) мощностью 5 МВт, а также энергокомплекса пункта сбора продукции (ПСП) нефтепровода УПН-ПСП-ВСТО.

В ЯНАО «Газпром нефть» в этом году начинает разбуривание и промышленную эксплуатацию Равнинного месторождения, электроснабжение которого также будет осуществляться при помощи автономных электростанций. На сегодняшний день уже определен подрядчик, который к апрелю должен запустить в эксплуатацию электростанцию на дизельном топливе, а к сентябрю - перейти на попутный газ, выполнив монтаж ГПЭС мощностью 2 МВт с последующим расширением (до 5 МВт в 2011-2012 гг.) по мере освоения месторождения и роста нагрузок.

Чем дальше в лес, тем меньше ЛЭП

Информации о намерении Единой энергосистемы принять участие в энергообеспечении нефтепромыслов Восточной Сибири (в меньшей степени -- ЯНАО) пока нет. Хотя отдельные факты говорят о том, что подобное развитие событий не исключается. Так, сразу две крупные компании - «Славнефть» и «Роснефть» - рассматривают возможность подключения к мощностям Богучанской ГЭС для энергоснабжения своих лицензионных участков. С другой стороны, потребности предприятий Восточной Сибири, причем представляющих не только ТЭК, сегодня существенно превышают мощности Богучанской ГЭС как наименее удаленного от магистрального нефтепровода ВСТО генерирующего объекта.

Единственный живой пример сетевого энергообеспечения на данный момент - ЛЭП-35 кВт на Ярактинском м/р, связывающая УПН и УКПГ. Линия протяженностью около 25 км, правда, не имеет никакого отношения к сетевому хозяйству «Иркутской электросетевой компании». Это абсолютно автономная ЛЭП, которая находится в собственности самой ИНК и работает за счет газовой генерации.

Вообще же, по словам, Константина Бушмелева, руководителя коммерческой службы «Искра-Энергетика», довольно часто выбор в пользу строительства ЛЭП объясняется нежеланием нефтяных компаний связываться с новой техникой, которую надо и обслуживать, и ремонтировать. «Не знаю, как сейчас, но ранее в пересчете на километраж строительство собственных энергоисточников вместо некой усредненной ЛЭП было выгодно уже при удалении более 20 км от распредустройства при собственном потреблении в 4 МВт, - добавляет эксперт. - Кого-то пугают и сроки окупаемости энергоисточников в 3-7 лет при сроке службы 20 лет, в отличие от ЛЭП, которые служат от 20 до 75 лет».

И все же, большинство опрошенных нами экспертов уверены, что развития сетевого хозяйства на территории Восточной Сибири в ближайшее время ожидать не стоит. Отстаивая эту точку зрения, Кирилл Крючков, исполнительный директор компании «Энерготех» (г. Москва), в частности, подчеркивает, что запасов даже самых крупных месторождений региона пока недостаточно для того, чтобы «подтянуть» к себе инфраструктуру. Дополнительными аргументами в этом отношении служат также сравнительно невысокий (в 10-15 раз ниже, чем в Западной Сибири) уровень энергопотребления и расстояния между месторождениями, измеряемые сотнями и тысячами километров.

Почем нынче энергия?

Впрочем, если отбросить «фактор безысходности» и посмотреть на ситуацию с другой стороны, то сегодня нефтедобытчики во многом и сами заинтересованы в развитии автономного энергоснабжения. В частности, одним из катализаторов процесса строительства ГПЭС и ГТЭС на промыслах является требование о 95%-ной утилизации ПНГ к 2012 году. По наблюдениям Ольги Парфеновой, директора по маркетингу «БПЦ «Энергетические Cистемы», только за последний год число проектов, связанных с утилизацией ПНГ, шахтного метана и выработкой энергии за счет использования побочных продуктов добычи, таких как низконапорный газ, заметно возросло. И, по всей вероятности, будет увеличиваться и дальше.

Свою лепту вносит также и стоимость производимой энергии, которая сегодня значительно ниже отпускаемой. Назвать точные цифры эксперты, впрочем, затрудняются, ссылаясь на сложность процесса ценообразования (зависит от вида и цен на топливо, транспортной схемы его доставки, режима потребления, затрат на услуги обслуживающего персонала станции, схемы финансирования и т.д.). В целом же, по данным Любови Михеевой, начальника отдела маркетинга «Звезда-Энергетика», среднерыночная стоимость 1 кВт установленной мощности ДЭС по Восточной Сибири составляет $700-900, ГПЭС - около $1000, ГТЭС - $1200-1700.

Не менее условна стоимость 1 кВт-ч, рассчитываемая с учетом реально вырабатываемой мощности. Артем Капустин, директор департамента маркетинга и продаж «НГ-Энерго», оценивает стоимость 1 кВт-ч на ДЭС в 25-30 руб., на ГПЭС и ГТЭС - в пределах 2-7 руб. В свою очередь К.Крючков считает, что себестоимость 1 кВт-ч, основанная на расчетах эксплуатационной составляющей, составит всего 20-30 коп. для газопоршневых электростанций и 60-90 коп. для энергоцентров на базе газовых турбин, а с учетом всех затратных статей (стоимость газа, амортизация и т.п.) цена электроэнергии, производимой ГПЭС и ГТЭС (работающих на попутном газе), лежит в более широком диапазоне 3-10 руб. за 1 кВт-ч.

Стоимость 1 кВт-ч, вырабатываемого при помощи микротурбинных установок, составляет всего 90 коп. (по оценке «БПЦ «Энергетические системы»). При этом 1 кВт установленной мощности стоит около $1500-2000.

Установки, использующие газонефтяную смесь в качестве топлива, по словам специалистов ВЧНГ, способны производить энергию стоимостью 5,8 руб. без НДС за 1 кВт-ч.

Дизель газу не конкурент

Как правило, в вопросах автономного энергоснабжения промысловые электростанции редко конкурируют друг с другом, поскольку применяются для решения разных задач. Кроме того, критерии выбора ЭС разнятся в зависимости от условий эксплуатации каждого месторождения в отдельности.

Так, собеседники из «Газпром-нефти», отмечают, что в ЯНАО на месторождениях с большим дефицитом мощностей (более 10 МВт), при отсутствии развитой сетевой инфраструктуры или с ограничением на выдачу мощности от энергосистемы, целесообразнее применять ГТЭС, в том числе работающие параллельно с сетью. При небольшой нагрузке и отсутствии сетевой инфраструктуры выбор однозначно делается в пользу ГПЭС, а при небольшой нагрузке, отсутствии или недостаточном количестве газа - в пользу ДЭС.

Операторы восточно-сибирских проектов в целом руководствуются теми же принципами. «Единичная мощность ГПЭС обычно начинается от 1 МВт и доходит максимум до 16 МВт, -- говорит К. Бушмелев. - Диапазон мощности ГТЭС составляет от 1,6 до 40 МВт. Турбины большей мощности обычно на промыслах не используются. Соответственно, при сравнительно небольшом энергопотреблении (до 10 МВт) здесь также целесообразно использовать ГПЭС, свыше 20 МВт - ГТЭС. Помимо этого, следует иметь в составе электростанции от 4 до 10 энергоблоков, суммарная мощность которых и будет составлять максимальную потребность месторождения. Также необходимо некоторое резервирование мощности на период регламентных или ремонтных работ. Плюс, стоит учитывать давление газа. Если для ГПЭС обычно достаточно 3 кгс/см², то для ГТЭС - это от 12 до 30 кгс/см², и, соответственно, нужен дожимной компрессор, который процентов на 20 может увеличить стоимость основного оборудования электростанции».

Учитывая такую условность выбора, говорить о популярности какого-то одного вида ЭС по сравнению с другими довольно трудно. Впрочем, по мнению О. Парфеновой, неплохие виды на будущее имеют микротурбины и малые газотурбинные установки. «Причин несколько, - поясняет О. Парфенова. - Микротурбинные генераторы могут работать на различных видах топлива: на природном и попутном газе, дизельном и ряде других топлив. Кроме того, совместное производство электроэнергии и тепла (когенерация) позволяет максимально повысить энергетическую эффективность установок за счет утилизации тепла выхлопных газов. Например, общий КПД микротурбинной установки Capstone в режиме тригенерации превышает 92%. При отказе одной из микротурбин теряется лишь часть мощности. К другим достоинствам микро- и малых турбин следует отнести и низкие эксплуатационные затраты. Сегодня микротурбины и турбины малой мощности успешно используются для энергоснабжения линейных частей газопроводов (Северо-Европейский газопровод, Дзуарикау - Цхинвал, Оха-Комсомольск-на-Амуре и других) и на ряде нефтяных месторождений (Тэдинское, Гежское, м/р компании «УралОйл» и др.».

«Очевидно, что едва ли есть смысл строить 50 мегаватную электростанцию на базе мегаватных газопоршневых энергоустановок, также как нецелесообразно строить 5-мегаватную станцию на базе 60 кВт микротурбин, - считает К.Крючков, - Вообще же, по моему опыту, наиболее распространенное оборудование в отрасли на данный период времени - это ПАЭС-2500 мощностью 2,5 МВт. Могу даже предположить, что благодаря именно этому оборудованию мы имеем нефть с большинства месторождений Восточной Сибири».

Впрочем, здесь также имеет смысл оговориться. По некоторым данным, суммарное количество ПАЭС в России сегодня превышает 100-200 единиц. Популярность передвижных электростанций объясняется в том числе и их возрастом. Так, один из наших собеседников отмечает, что большинство работающих сегодня ПАЭС (производства «Мотор Сич») закупал «Газпром» еще при освоении месторождений Западной Сибири. «Потом они, отработав свой ресурс, видимо, были списаны, а после капитального ремонта восстановлены и сейчас достаточно часто применяются в качестве источника энергии на месторождениях. К сожалению, отличительными особенностями передвижных ЭС являются низкий КПД, не соответствующий уровню развития современного турбиностроения, крайне низкая надежность, присущая всей технике бывшей в употреблении на протяжение, наверное, не меньше десятка лет, и вплотную приблизившийся к конечной точке ресурс турбогенератора. Но зато они всех «бьют» ценой», - подводит итог собеседник «Энергосистемы».

Импортная основа промысловой генерации

Несколько проще оказалось оценить текущее соотношение импортного и отечественного оборудования в составе автономных энергоисточников. Экспертный опрос показывает, что в части основного оборудования сегодня уверенно лидируют иностранцы (преимущественно США и Европа), вспомогательного - производители из России и ближнего зарубежья.

«Среди поставщиков ПС-110, 35 и 6 кВ, трансформаторов и низковольтного оборудования преобладают отечественные поставщики, - отмечают в «Газпром нефти». - Среди силовых агрегатов автономных электростанций - зарубежные. На рынке генерирующих мощностей российские производители пока представлены на высоком уровне только в области изготовления газотурбинных установок».

Действительно, в классе ГПЭС российских агрегатов сегодня практически нет. Между тем ситуация с отечественным генерирующим оборудованием далеко не безнадежна, как может показаться, считает Л. Михеева: «Многие нефтегазовые компании (например, «Газпром») активно реализуют программу импортозамещения оборудования, и в том числе - энергогенерирующего. Отечественные производители готовы предложить заказчику любой тип электростанций собственного производства».

По вопросу участия китайских производителей в энергоснабжении российских промыслов мнения наших собеседников разошлись. Одни отмечают, что в последнее время китайцы все активнее продвигаются на российский рынок оборудования для автономных ЭС, завоевывая его привлекательными ценами на предлагаемую продукцию. Другим они не встречались вовсе. «Китайские производители пока вплотную не подобрались к энергетическому оборудованию. Во всяком случае еще не приходилось с ними конкурировать в проектах строительства ГПЭС или ГТЭС, - говорит К. Крючков. - С другой стороны, известно, что ряд производителей энергетического оборудования уже перенесли или готовятся к переносу своего производства в Китай».

Приоритеты меняются

Говоря о критериях отбора поставщиков оборудования для строительства автономных энергокомплексов, эксперты подчеркивают, что сегодня операторы уже не так ориентируются на его стоимость, как раньше. По их наблюдениям, для определения победителя конкурсных торгов заказчики все чаще смотрят на опыт компаний-претендентов, сроки окупаемости и надежность оборудования, затраты на сервисное обслуживание, сроки поставки и т.д.

Так, к примеру, в ИНК существует отработанная схема по выбору поставщиков оборудования. Если стоимость контракта превышает 1 млн руб., то проводится заседание тендерной комиссии. Поставщик выбирается по целому ряду критериев - репутация производителя, цена, качество, сроки поставки и условия оплаты. То есть все факторы рассматриваются в совокупности. «Часто бывает так, что за низкой ценой скрывается оборудование низкого качества, - поясняют представители нефтяной компании. - Точно так же, как и быстрые сроки поставки не гарантируют получение первосортной продукции. В любом случае решения принимаются коллегиально. Все, что по стоимости ниже миллиона рублей, рассматривается на тендере внутри департамента снабжения. При этом подходы применяются те же».

В свою очередь, в ВЧНГ контрактование электроэнергетического оборудования производится на основании опросных листов, утвержденных руководством компании. Основными критериями выбора опять-таки являются цена и условия/сроки поставки. Выбор контрагента осуществляется из числа лиц, прошедших проверку на стоп-информацию и предварительную квалификацию с учетом следующих принципов: приоритетности конкурсных процедур, открытости результатов; лучших экономических условий; равных условий для третьих лиц в рамках принятой процедуры выбора контрагента.

Без труда не будет и кВт

Таким образом, проблемы с логистикой, характерные для ЯНАО и Восточной Сибири, поставили сроки/условия поставки оборудования на одну ступень с его стоимостью. В самом деле, слабая развитость (или вообще отсутствие) транспортной инфраструктуры в обоих регионах сильно осложняет процесс строительства энергокомплексов (начиная от приобретения строительных материалов, заканчивая дорогами для их доставки на строительную площадку). Эксперты, однако, уверены: при умелом планировании проекта (причем большей частью со стороны заказчика) проблем доставки оборудования и материалов на месторождение можно избежать.

Среди других проблем, возникающих при освоении месторождений от автономных энергоисточников, собеседники из «Газпром нефти» называют высокую цену на дизельное топливо, а также необходимость создания запаса ДТ на сезон при условии, что завоз осуществляется в основном по «зимникам». При электроснабжении от ГПЭС, добавляют представители компании, существуют проблема подготовки попутного газа до топливного и нестабильность параметров газа в зависимости от стадии разработки месторождения. Кроме того, приемистость ГПЭС (устойчивость к набросам нагрузок) гораздо ниже в сравнении с ГТЭС или ДЭС, что требует дополнительной согласованности действий при включении мощных потребителей.

В ИНК основные трудности связаны с синхронизацией и короткими периодами планово-предупредительного ремонта ПАЭС-2500, а также наличием комплектующих для ЭС на складе. Энергетики ВЧНГ, в свою очередь, отмечают, что в связи с ростом нагрузок на промысловые электростанции (от 70 до 95% от номинальной мощности) в компании существует проблема отсутствия необходимого резерва генерирующего оборудования.

Подрядчики: нужны, а нету...

По мнению К. Крючкова, отдельно стоит выделить отсутствие в обоих регионах квалифицированных подрядчиков, имеющих опыт строительства и обслуживания технически сложных объектов, в частности - электростанций. «Если с начала освоения Западной Сибири прошло 30 лет, за которые уже успел сформироваться пул подрядчиков (но даже и при этом найти грамотного и ответственного подрядчика крайне тяжело), то Восточная Сибирь в этом отношении - это «белый лист», - отмечает К. Крючков. - Данная проблема может решаться за счет привлечения подрядных организаций из Западной Сибири. Как правило, компании, исповедующие профессиональный подход к работе, и без того загружены. Мы работаем с разными подрядчиками, некоторые из которых рассматривают выход на новый объект строительства как некоторую перспективу о перебазировании организации. И здесь, как следствие, возникает вопрос рисков и их оценки. Очевидно, что такая «миграция» интересна им только в долгосрочной перспективе».

По опыту других наших собеседников, из трех привлеченных компаний-подрядчиков, как правило, лишь две способны профессионально справится с теми задачами, которые перед ними ставят. Ряд компаний просто привыкли по-другому работать - с недоделками, с низким качеством работ, с пренебрежением к требуемым срокам и т.д.

Аналогичные претензии имеют к подрядчикам и сами нефтяники. Представителей ВЧНГ, к примеру, смущает отсутствие в регионе компаний, имеющих опыт сборки и пусконаладки газотурбинных установок фирмы Rolls Royce. К выполнению этих работ, «требующих высокой квалификации персонала и специальных знаний», компания планирует привлечь специалистов из Санкт-Петербурга, занимающихся строительством ГТЭС.

Проблема с подрядчиками обходит сегодня только те компании, которые в них практически не нуждаются. Так, некоторые НГК, имеющие собственные строительно-монтажные подразделения, строят сами, заказывая только оборудование. Правда, по отрасли таких наберется немного; наиболее яркий пример в этом отношении - НК «Сургутнефтегаз», традиционно исповедующая принцип «сделай сам». «Около 10 лет назад наша компания построила на Конитлорском месторождении «Сургутнефтегаза» многоагрегатную газотурбинную электростанцию, работающую на ПНГ, - рассказывает К. Бушмелев. - После этого проекта «Сургутнефтегаз» создал собственное СМУ и остальные объекты строил уже самостоятельно, оставив за нами только поставку, шеф-монтаж и сервис».

В целом же в рамках тенденции по передаче непрофильных видов деятельности «на сторону» число компаний, готовых отдать энергоснабжение на подряд, постоянно увеличивается. Что, в свою очередь, позволяет надеяться на то, что ситуация на рынке подрядчиков изменится в лучшую сторону.

...но обязательно будут

Определенные сдвиги в этом отношении уже начинают прослеживаться. Положительную динамику демонстрирует, в частности, сегмент эксплуатации - т.е. передачи действующей электростанции в долгосрочную аренду эксплуатирующей организации с последующим приобретением у нее электрической энергии (по оговоренным заранее ценам). Такая схема взаимодействия, успешно реализуется как в ЯНАО (Холмистое месторождение, оператор «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), так и в Восточной Сибири на Ярактинском и Верхнечонском месторождениях.

Постепенно набираются опыта и компании-подрядчики, входящие в структуру ВИНК (например, «РН-Энерго» в составе НК «Роснефть») и занимающиеся в основном эксплуатацией и сервисным обслуживанием электростанций.

Медленнее остальных развивается пока сегмент строительства объектов «под ключ». По оценкам К. Бушмелева, сейчас на рынке присутствуют не более десятка российских компаний, оказывающих услуги на условиях BOO-контракта (Build-Own-Operate - строительство, владение, эксплуатация), при котором заказчик покупает только конечный продукт (электрическую и/или тепловую энергию).

Смешанной оценки удостоился только региональный рынок субподрядчиков Восточной Сибири. Так, по мнению К. Крючкова, за последние три года здесь мало что изменилось. Представители ВЧНГ, напротив, считают, что к настоящему моменту рынок заметно эволюционировал, благодаря чему вторая очередь собственного энергоцентра компании возводится уже силами местных подрядных организаций, в то время как первая очередь строилась «строителями из Санкт-Петербурга».

В части оценки перспектив данного рынка экспертам все же удалось прийти к единому мнению: ни у одного из них сегодня нет сомнений в том, что активная реализация проектов по утилизации ПНГ уже к 2012 году позволит компаниям повысить свою квалификацию. Определенные надежды также возлагаются на объединение подрядчиков в различные профессиональные организации, призванные решать проблемы в широком масштабе, и в том числе -- СРО.

 

НИКОЛАЙ ЗАРЕЧНЫЙ

Редактор раздела «Промышленная энергетика»

Источник: Журнал «Энергосистема», №1/2010

www.energy-press.ru