Энергетическая Геополитика: на вопросы отвечает Already Yet

Владимир Семеновия написал бы: "Распространенье наше по планете..."

ЛУКОЙЛ завершил сделку по приобретению у итальянской компании ERG оставшихся 20% долей участия в совместном предприятии по управлению нефтеперерабатывающим комплексом ISAB, расположенным в районе города Приоло (Сицилия). Таким образом, компания стала единоличным владельцем этого предприятия.

http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-115258

Сумма сделки составила 400 млн евро без учета корректировки на оборотный капитал.

Соглашение о создании СП по управлению комплексом ISAB было подписано в 2008 году. На тот момент ЛУКОЙЛу принадлежало 49% участия, ERG - 51%. Соглашение, в частности, предусматривало опцион для итальянской компании о поэтапной продаже своей доли ЛУКОЙЛу.

В 2011 году ЛУКОЙЛ увеличил свою долю в СП до 60%, а в 2012 году – до 80%.

В состав комплекса ISAB входят два НПЗ, объединенных системой трубопроводов и интегрированных в единых технологический комплекс общей мощностью 16 млн тонн в год, а также резервуарный парк объемом 3 700 тыс. кубометров и 3 морских причала.

спасибо. "интересная" ссылка

мне особенно понравилось следующее:

"экономика, построенная путем полной замены углеводородного топлива, получаемого из невозобновляемых ископаемых источников энергии, водородным топливом, позволяющим уменьшить выброс парниковых газов в окружающую среду.

увеличение интереса к водороду как к горючему и энергоносителю определяется:

- во-первых, запасы водорода практически не ограничены;
- во-вторых, водород – универсальный вид энергоресурса, он может использоваться в качестве горючего для производства электричества в рабочих циклах различного типа и в качестве энергоносителя для транспортировки в газообразном, жидком и связанном состояниях;
- в-третьих, при помощи водорода возможна аккумуляция энергии
- в-четвертых, среди прочих видов органического топлива водород отличается наибольшей теплотворной способностью на единицу массы и наименьшим отрицательным воздействием на окружающую среду."

вау, я прям впечатлился. мужик (автор статьи) реально креативщик.

и здесь же :

"Водород имеется повсюду в мире, правда, в природе он не встречается в чистом виде. Его необходимо извлекать или из углеводорода, или из воды."

оба-на, пичалька "а слона то я и не заметил".

а как-же "путем полной замены углеводородного топлива, получаемого из невозобновляемых ископаемых источников энергии"?

но это еще фигня.

дальше вообще можно под стол свалиться. предлагается сперва получить электроэнергию (наверное даже с помощью ВИЭ), потом добыть из воды электролизом водород, а потом этот водород сжечь в ТЭ и опять получить электроэнергию.

круче придумали только креативщики с ауди.

получить электроэнергию с солнечных панелей в африке, потом там же на месте получить водород электролизом, далее для удобства транспортировки получить из водорода и углекислоты метан, потом сжижить его, доставить в европу танкером, разжижить, провести паровую конверсию и снова получить водород, доставить на заправку и затем гордо сжечь его в двс или ТЭ что бы довезти чью-то жопу до ближайшего ларька за сигаретами.

а про выброс парниковых газов при паровой конверсии и особенно производстве всей этой инфраструктуры лучше бы он не заикался.

На самом деле если речь идет о том чтобы использовать невостребованную энергию от ВИЭ для производства водорода (то есть по-сути использование водорода в качестве хранилища энергии), то это логическое продолжение изначальной концепции "водородной энергетики'. В свое время предлагалось использовать АЭС в стабильном режиме (не подлаживаясь под требования сети), и невостребованную энергию пускать не производство водорода

Да там буквально всё прекрасно, в той статейке.
Включая то, что автор не в курсе того, что главный парниковый газ в атмосфере Земли - это (сюрприз-сюрприз! для автора креатива ) парЫ Н₂О.
Да-да. Той самой воды.

Отличное замечние! А вот это более чем пятилетней давности с "Тикает", но не устарело... не вредно и напомнить

Тов. Already Yet, если нетрудно - гляньте темку )

http://www.avanturist.org/forum/topic/1382/message/2091322/#msg2091322

Возникли несколько вопросов об эффективности модели бизнеса. Вроде все красиво, но что-то не стыкуется до конца картинка)

Спасибо, с уважением.

«Транснефть» рассчитывает досрочно сдать в эксплуатацию нефтепровод Заполярье-Пурпе

http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-115599

«Мы абсолютно уверены, что проект, несмотря ни на какие проблемы, которые могут возникнуть, а мы их ожидаем, они чисто технические, будет досрочно закончен, и нефтепровод будет введен в эксплуатацию в первом квартале 2016 года при плане - четвертый квартал», - сказал глава «Транснефти» Николай Токарев.

Заполярье-Пурпе является составной частью трубопроводной системы Заполярье-Пурпе-Самотлор. Проект позволит вовлечь в оборот сырье новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края. Строительство ведет «Транснефть» в три очереди за счет собственных средств.

Первая очередь предусматривает строительство участка от поселка Тарко-Сале до поселка Пурпе с завершением в четвертом квартале 2014 года. Вторая очередь - участок от поселка Новозаполярный до поселка Тарко-Сале (четвертый квартал 2015 года); третья - от головной нефтеперекачивающей станции до поселка Новозаполярный. Предполагалось, что строительство третьей очереди будет завершено в четвертом квартале 2016 года.

Из 485 км, которые запланированы, уже сварено 275 км. «Первый этап закончен. По второму этапу 145 км подготовлено, сегодня сварен первый километр третьего этапа», - сказал Николай Токарев.

«Получается так, что мы даже опережаем нефтяников в этом плане. Все синхронизированные согласованные графики сегодня со стороны потребителей начинают отставать от наших темпов», - сообщил глава компании. «Мы заключали договор на поставки нефти в Заполярье-Пурпе с ТНК-BP. Эта компания прекратила существование, изменилась отраслевая матрица. «Роснефть» по-другому смотрит на многие вещи: у нее есть своя ванкорская труба, и от некоторых месторождений, например, от Сузунского, им проще проложить свой собственный нефтепровод, чем тащить к Заполярье-Пурпе. Тут чисто экономические вещи приобретают значение», - пояснил он.

Такая же ситуация «Газпрома», который должен был в 2015 году начать сдачу нефти по первому этапу, но сдвинул сроки, добавил глава монополии. «Транснефти» приходится все это учитывать, отметил Н.Токарев.

«Но труба не будет стоять пустой, просто первые год-два не будет использоваться по максимальной мощности», - подчеркнул Н.Токарев. «То, что там строится нефтепровод мощностью 45 млн тонн, говорит о том, что регион очень богатый, и все эти запасы, которые невозможно было добыть, забрать оттуда, будут включены в общую систему поставок», - резюмировал президент компании.

я, кстати, не могу понять чем им сжиженый метан не ага. Метан гораздо более удобен, чем уголь из которого его (при наличии воды и электроэнергии) можно понаделать очень даже много. С точки зрения герметичности магистралей - лучше водорода, прекрасно горит - на выходе углекислый газ и тот же водяной пар.
Под транспортировку ничего не нужно выдумывать - обычные трубопроводы и те же газовозы. Чем он не глянулся, зачем трахаться с водородом? Разъясните, я не понимаю.

Как-то мы пропустили эту новость:

http://www.world-nuclear-news.org/C-German-nuclear-shutdown-unlawful-1401131.html

Немецкие АЭС остановили незаконно (в пересказе)

14 January 2014

Высший Административный Суд Германии постановил, что решение закрыть АЭС Biblis было незаконным. Это позволит владельцу АЭС концернеу RWE, подать иск за значительный понесенный финансовый ущерб.

Реакция Германии на Фукусимскую катастрофу 2011 г, была чрезмерной. Канцлер Ангела Меркель приняла два решения: первое закрывало в течение трех месяцев 8 АЭС, запущенных до 1980 г, а по второму решению это первое становилось вечным. Решение было волевым без всяких обсуждений, и претворено в жизнь земельными властями.

Решение о незаконности уже было принято Административным судом земли Гессен, где находится АЭС Библис. Гессенское правительство оспорило вердикт, но теперь он подтвержден Высшим Административным судом, и это решение уже становится обязательным к исполнению.

Посмотреть будем, очень интересно.

http://www.world-nuclear-news.org/NN-Consulting-on-Swedish-new-build-1601141.html

Шведский энергоконцерн Vattenfall (он владелец нескольких блоков также в Германии) запустил процедуру консультаций в преддверии строительства новых блоков АЭС. Речь о замене двух старейших в Швеции блоков на АЭС Ringhals постройки 1970-х. Внимание: для замены решение о строительстве надо принять не позже середины 2020-х. Так что в самый раз начать обсуждения.

По шведским законам новые блоки можно строить только взамен выводимых из эксплуатации и только на старой площадке. Фактически же Фаттенфалю под новый блок придется прикупить новый участок земли.

Расклад по источникам электроэнергии сегодня: 40% с АЭС, сезонно-зависимые 48% с гидро на севере Швеции, 2% -- ветер на юге Швеции, остальное тепловое.

Из 10 действующих на трех АЭС блоков за Фаттенфалем 7 блоков. Старые блоки 860-мегаваттники, но в перспективе на замену могут быть блоки по 1.8 Гигаватт.

Пять шагов к свету

27.01.14 09:10 http://www.energyland.info/analitic-show-116232

По данным Всемирного банка, доступность подключения потребителей к энергосетям за последний год существенно возросла. За счет чего России удался этот рывок и что делается сегодня, чтобы улучшить достигнутые результаты?

В конце октября 2013 г. Всемирный банк представил очередное исследование мировых экономик Doing Business, оценивающее уровень благоприятствования ведения бизнеса в 189 странах мира. По сравнению с прошлым годом, Россия переместилась в этом рейтинге сразу на два десятка позиций вверх — со 111 на 92 место. Самые впечатляющие показатели роста были достигнуты в области доступности подключения к системе электроснабжения: здесь наша страна, по версии специалистов Всемирного банка, поднялась вверх сразу на 71 пункт, со 188 на 117 место.

Сегодня в России крайне важно обеспечить максимальную доступность технологического присоединения к электрическим сетям (ТП) — как для промышленных предприятий, так и для бытовых потребителей. Основные меры, с помощью которых можно решить задачу, известны: это снижение сроков техприсоединения, уменьшение стоимости и количества этапов, необходимых для осуществления ТП.

В нынешнем году, по мнению Всемирного банка, лидером по этим показателям стала Исландия. Здесь для того, чтобы обеспечить свой дом или предприятие электроэнергией, требуется всего 22 дня и 4 шага. При этом стоимость техприсоединения в процентном отношении дохода на душу населения в Исландии составляет всего 14,4%. Для сравнения в России, где техприсоединение выполняется за 5 шагов, этот процесс занимает 162 дня, а показатель стоимости к доходу на душу населения составляет 293%.

Тем не менее, за последний год наша страна существенно улучшила показатели доступности техприсоединения. И ресурсы для дальнейшего усовершенствования не исчерпаны. Летом 2013 г. премьер-министр России Дмитрий Медведев заявил: перед страной стоит амбициозная цель — подняться в рейтинге Doing Business на 18 место. Для этого, в частности, в соответствии с проектом «Повышение доступности энергетической инфраструктуры», уже к 2015 г. предполагается снизить сроки предоставления доступа к сетям для потребителей до 45 дней, а к 2018 г. — до 40 дней.

Существенно, до 25%, должна сократиться и стоимость процедуры ТП. Вскоре после этого первый заместитель генерального директора ОАО «Российские Сети» Роман Бердников пояснил, что в рамках решения этой задачи компания планирует сократить сроки подготовки оферты договоров присоединения с мощностью до 150 кВт до 15 дней, а количество визитов, необходимых для получения услуги ТП, сократить во всех регионах до трех.

Следует заметить, что уже сегодня, в соответствии с Правилами технологического присоединения, сетевая организация направляет заявителю для подписания проект договора и технические условия в течение 15 дней со дня получения заявки. До недавнего времени этот срок составлял 30 дней.

Еще одним шагом, который позволит облегчить техприсоединение потребителей к электрическим сетям, является упрощение самой процедуры ТП. Так, с сентября жители Москвы, а с 1 ноября — и Московской обл. получили право воспользоваться программой «5 шагов за 3 визита», в соответствии с которой могут подключиться к сети за три посещения. Причем, заявку на ТП можно подать в любом клиентском офисе, вне зависимости от места нахождения присоединяемого объекта.

Свои наработки применяют и сетевые компании других регионов. Так, в Свердловской обл. по инициативе МРСК Урала и Екатеринбургской электросетевой компании (ЕЭСК) принят законопроект, согласно которому для строительства или реконструкции кабельных и воздушных линий электропередачи, а также электроустановок напряжением до 20 кВ больше не требуется получать разрешение на строительство. А Ленэнерго внедрило в своих Центрах обслуживания клиентов (ЦОК) автоматизированные системы, позволяющие подать заявку на техприсоединение за 15 минут.

Что касается снижения стоимости ТП, то, по мнению представителей компаний МРСК, решить эту задачу можно за счет повышения энергоэффективности и сокращения потерь в сетях. Серьезный вклад в это может внести решение проблемы недозагруженности сетей.

Из-за того, что потребители в своих заявках на технологическое присоединение завышают объемы необходимой мощности, сегодня многим сетевым компаниям приходится строить новые объекты, мощности которых полностью востребованы далеко не всегда. Как следствие, количество обслуживаемых энергетиками линий и подстанций растет, а затраты из-за низкого уровня энергопотребления не окупаются. Соответственно, увеличиваются и общие процентные показатели по потерям при передаче.
Сегодня сетевые компании активно занимаются решением этой проблемы. И результаты этой работы налицо. По данным Россетей, по итогам первого полугодия 2013 г. потери электроэнергии в сетях, входящих в холдинг распределительных компаний, снизились на 4,2% по сравнению с аналогичным периодом 2012 г.

Лидерами в этой сфере стали МРСК Северного Кавказа, МРСК Центра и МРСК Сибири. Достичь положительных показателей компаниям удалось благодаря применению различных энергоэффективных технологий. Например, МРСК Центра в Белгородской, Костромской, Тверской, Смоленской обл. добилась снижения потерь в 2012 г. на 250 млн кВт∙ч. Общий же эффект от проведенных мероприятий по повышению энергоэффективности в центральных регионах страны составил 651 млн руб., отмечают в МРСК Центра. Это позволило профинансировать более 9,3 тысяч льготных технологических присоединений.
Еще одним фактором, который позволит существенно снизить сроки технологических присоединений и поможет потенциальным потребителям, может стать упрощение коммерческой и технической документации — об этом говорят как физические лица, так и представители промышленных предприятий.

Чтобы решить этот вопрос в июле 2013 г. при ОАО «Россети» и всех МРСК были созданы советы потребителей, которые в числе основных задач призваны заниматься вопросами упрощения документации. Так, совет потребителей МРСК Центра в конце октября принял решение совместно с представителями компании внести изменения в существующий типовой договор, чтобы сделать его более простым для понимания и применения. Это позволит в итоге снизить сроки процедуры технологических присоединений — уверены в совете потребителей МРСК Центра.

Не секрет, что такая работа требует подготовки и тщательной проработки всех спорных моментов, и за несколько дней или недель кардинально облегчить процедуру техприсоединения для потребителей вряд ли удастся. Тем более, в масштабах всей страны. Вместе с тем динамика положительных показателей, которые демонстрирует Россия в рейтинге Doing Business, доказывает: потенциал у страны есть. И решить задачу по вхождению в первую двадцатку стран, обеспечивающих наилучшие условия при подключении к системе электроснабжения, ей вполне по силам.

Иван Благодатский

Интересный обзор:

http://www.energyland.info/analitic-show-116488

Российский рынок газовых турбин

Российский рынок газовых турбин Аналитики прочат наступление эры газа. Уже никто не сомневается в высокой эффективности парогазовых установок. Все чаще говорят о необходимости распределенной генерации, причем основанной не на дизельном топливе, а на более чистых источниках. Казалось бы, есть все условия для бурного развития рынка газовых турбин наземного применения.

Оборачиваясь назад

Исторически в нашей стране производство паровых турбин развивалось активнее, нежели газовых. На ведущих предприятиях, выпускающих турбины для энергетики, — Невском заводе (г. Санкт-Петербург) и Уральском турбинном заводе (УТЗ, г. Екатеринбург) первые газовые турбины были выпущены лишь в 1950-е гг. В Советском Союзе ставка делалась на уголь, нефть и другие теплотворные источники.

Газовые же турбины разрабатывались в первую очередь применительно к авиационному строительству. Не удивительно, что компетенции в области разработки промышленных газовых турбин (в том числе энергетических) порой восходят корнями к создателям авиадвигателей. Так, в 1990-е гг. на базе НПП «Машпроект» (Украина) началась разработка энергетических газовых турбин на основе двигателей, созданных НПО «Сатурн» для самолетов. Сегодня выпуском наземного энергооборудования на базе двигателей НПО «Сатурн» занимается ОАО «Сатурн – Газовые турбины» (г. Рыбинск Ярославской обл., входит в ОАО «Объединенная Двигателестроительная Корпорация»).

Похожая история имела место на ОАО «Пермский моторный завод», освоившем выпуск газотурбинных электростанций на базе разработок ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь).

Вероятно, все это и предопределило нынешнее положение дел. А оно таково, что на сегодняшний день о буме на рынке газовых турбин речи не идет — это признают как производители и продавцы, так и покупатели. Скорее наблюдается его стабилизация.

Рынок газоперекачивающего и энергогенерирующего газотурбинного оборудования в диапазоне единичной мощности 2,5–25 МВт на 2010–12 г. (источник: журнал «Подъемная сила»)


Кооперация — в тренде

Количество предприятий, производящих газовые турбины, в нашей стране весьма ограниченно, их не более десяти. Предприятий, производящих наземное оборудование на базе газовых турбин, и того меньше. Среди них уже упомянутые ЗАО «Невский завод» (входит в ЗАО «РЭП Холдинг»), ОАО «Сатурн – Газовые турбины» и ОАО «Пермский моторный завод». При этом в основном номинальная вырабатываемая мощность серийной продукции этих предприятий не превышает 25 МВт. Есть несколько введенных в эксплуатацию машин единичной мощностью 110 МВт на базе разработок НПО «Сатурн», но на сегодняшний день продолжается доводка конструкции горячей части этих промышленных турбин.

По этой причине турбины большой мощности для создания крупных объектов генерации поставляются в основном зарубежными компаниями. Российские же предприятия, имеющие близкие компетенции, стремятся к вступлению в кооперацию с мировыми лидерами, которыми считаются General Electric, Alstom, Siemens и Solar Turbines (дочернее предприятие Caterpillar Inc).

Так, ОАО «Силовые машины» (г. С.-Петребург), прежде выпускавшее собственные газовые турбины, теперь развивает это направление только в сотрудничестве с Siemens. В 2011 г. создано совместное предприятие — ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». В задачах СП не только производство, но и разработка новых продуктов.

ЗАО «УТЗ» также приостановило выпуск газовых турбин, разработанных несколько десятилетий назад. По заявлению Михаила Лифшица, председателя Совета директоров УТЗ, предприятие сегодня работает в условиях жесткой конкуренции.

Соответственно, ряд применяемых решений — это трансфер технологий из-за рубежа. На 2014 г. здесь намечена локализация производства компонентов горячего тракта больших газовых турбин — это одно из ключевых направлений развития для завода.
ОАО «Сатурн – Газовые турбины» предлагает на рынке пэкидж (комплектная установка) на базе турбин производства Solar Turbines, GE и Rolls-Royce. РЭП Холдинг ведет совместную работу с GE Oil & Gas (Nuovo Pignone S.p.A.).

Мощные турбины: непредсказуемость спроса

В то же время далеко не все мировые лидеры заинтересованы в организации производства газовых турбин большой мощности в России, и одна из причин этого — нестабильный спрос на продукцию. К примеру, Alstom, имеющий совместные предприятия в России и мире по ряду направлений, пока воздерживается от создания в нашей стране производства газовых турбин. Так что крупные проекты поставки, реализуемые компанией, обеспечиваются импортом.

«Последние несколько лет рост спроса на газовые турбины в России определялся механизмами ДПМ [Договоров поставки мощности — Прим. ред.], — поясняет Андрей Лавриненко, вице-президент Alstom Power в России, странах СНГ и Грузии. — Сейчас все основное оборудование законтрактовано в рамках ДПМ, спрос соответственно снизился, и все участники энергорынка живут в эпоху ожидания перемен. Отсутствие нового механизма стимулирования и утвержденной модели рынка значительно осложняет долгосрочное, среднесрочное и оперативное планирование реализации тех или иных проектов.
Следует отметить, что спрос на газовые турбины также зависит и от уровня энергопотребления. Энергопотребление в России стабильно росло с 2010 г. Но, по оценкам экспертов, после нескольких лет роста спроса на электроэнергию в России может наступить стагнация, увеличение спроса в 2013-2014 гг. составит порядка 1% в год или даже меньше».

«Наибольшую сложность для производителей турбин представляет прогнозирование спроса на рынке в условиях нестабильной конъюнктуры», — признает и Пьерпаоло Мацца, генеральный директор подразделения по распределению электроэнергии компании GE в России и СНГ.

По мнению Дмитрия Соловьева, заместителя главного конструктора ОАО «Сатурн – Газовые турбины», сходные причины удерживают и российские компании от освоения производства газовых турбин большой мощности.

«Для производства мощных газотурбинных установок (ГТУ) необходимо специальное оборудование, станки больших диаметров, установки для сварки в вакууме, имеющие камеры порядка 5 на 5 м, — говорит он. — Чтобы создать такое производство, необходимо быть уверенным в рынке сбыта. А для этого в стране должна быть долгосрочная программа по развитию энергетики, возможно, тогда предприятия начнут вкладывать средства в модернизацию базы».

Средние — в лидерах

Тем не менее, отсутствие предсказуемых перспектив не стоит трактовать как отсутствие спроса. Спрос, безусловно, есть, в том числе и на турбины мощностью больше 150 МВт, и доказательством тому служат проекты, выполненные с их использованием по заказу крупных генерирующих компаний — Fortum, КЭС Холдинг и др. Однако, по мнению Андрея Лавриненко, в связи с завершением программы ДПМ ожидается повышение интереса к энергоблокам меньшей мощности, требующим меньше капитальных затрат, но в тоже время решающим вопросы повышения энергоэффективности и окупаемости.
«Сейчас в первую очередь растет спрос на небольшие ГТУ, которые получают все большее распространение в непрерывно растущем секторе распределенного производства энергии, — отмечает и Пьерпаоло Мацца. — Преимущество на этом рынке будут иметь универсальные, экономичные и надежные установки, такие как газовые турбины на базе авиационного двигателя».
Газовые турбины мощностью 4, 8, 16, 25 МВт — сегмент, в котором в основном и работают российские производители, уже почувствовавшие на себе рыночную тенденцию. Так, в РЭП Холдинге отмечают, что на данный момент наибольшим спросом пользуются агрегаты мощностью 16–25 МВт, а также чуть менее — 4–12 МВт, которые могут эксплуатироваться как на объектах нового строительства, так и на реконструируемых станциях. Не удивительно, что сейчас компания работает над новым агрегатом мощностью 16 МВт в сотрудничестве с GE.

Дмитрий Соловьев тоже связывает рост рынка сбыта с развитием региональной энергетики и вводом генерирующих объектов средних мощностей. К примеру, сейчас в рамках пилотного проекта Программы повышения энергоэффективности регионов РФ «Сатурн – Газовые турбины» заканчивает строительство и вводит в эксплуатацию ПГУ-ТЭЦ-52 в г. Тутаев Ярославской обл., где будет установлено четыре газотурбинных агрегата по 8 МВт каждый. Исходя из рыночной ситуации, основной продукт, над которым сегодня работает компания — энергетические агрегаты мощностью 10–25 МВт.

В то же время развитие объектов малой распределенной генерации на основе газовых турбин, принадлежащих промышленным предприятиям, представляется пока менее перспективным. «Предположим, днем предприятие использует энергию ГТУ на свои нужды, но куда ее направлять ночью? — ставит вопрос Д. Соловьев. — Выходит, нужно торговать на рынке электроэнергии, а это не так просто, нужны договоренности с энергосистемой. Если предприятие не использует свой объект генерации на полную мощность, то страдает его окупаемость».

Малые, да полезные

Как известно, темпы развития распределенной генерации (в частности, с использованием газотурбинных электростанций) в России пока существенно ниже, чем в развитых странах, где когенерационные установки малой мощности — дело обычное. Ситуация будет меняться и у нас, вопрос только в том, когда.

«С ростом цен на энергоносители предприятия, имеющие собственные газовые котельные, все чаще задаются вопросом повышения энергоэффективности, — отмечает Александр Сидоров, технический директор ООО «Турбоэнергия и сервис» (г. Пермь). — Для данных целей, когда выработка тепла выступает как первостепенная задача, а выработка электроэнергии — как фактор повышения энергоэффективности, начинают применять газотурбинные установки малой мощности».

Тем не менее, А. Сидоров признает, что основной сложностью для компаний, поставляющих турбины малой мощности, остается недостаточная платежеспособность потенциальных клиентов. Все-таки, несмотря на низкую стоимость энергии, вырабатываемой ГТУ, первоначальная стоимость оборудования, которая определяется стоимостью материалов, сложностью технологий изготовления и сборки, довольно высока.

Кроме того, микротурбинам приходится конкурировать с газопоршневыми электростанциями, и перевес не всегда оказывается на стороне первых, хотя у микротурбинных систем есть свои преимущества — меньшее количество движущихся частей и более высокая вырабатываемая мощность на единицу площади. Кроме того, основная часть выделяемой тепловой энергии не распределена, а сосредоточена в одном месте, что создает возможность для ее дальнейшего использования.

На службе нефтянки

Нельзя не сказать еще об одном, традиционном сегменте рынка газовых турбин — объектах генерации на нефтегазовых месторождениях и магистральных газопроводах. Причины популярности ГТУ здесь очевидны — топливо, что называется, «под рукой». Газотурбинные электростанции позволяют эффективно утилизировать попутный нефтяной газ, решая не только проблему энергообеспечения, но и рационального использования углеводородных ресурсов.

По наблюдениям специалистов ОАО «Сатурн – Газовые турбины», в докризисных 2006–2008 гг. был всплеск спроса от нефтяников. Причем турбины внедрялись для переработки попутного нефтяного газа и выработки электроэнергии не только для нужд месторождений, но и для населения. Большое количество подобных заказов компания получила от ОАО «ТНК-ВР». Сегодня спрос находится на стабильном уровне. Естественно, производители совершенствуют турбины для данного рынка.

«На наш взгляд, на предприятиях, занимающихся добычей нефти на месторождениях с низким (отсутствующим) газовым фактором, должны быть востребованы недавно разработанные турбины мощностью 1,8 МВт, работающие на сырой нефти и на сложных видах топлива, — делится мнением Александр Сидоров. — Еще одним дополнительным направлением развития становится применение радиальных турбин как установок, работающих на газе с высоким (до 5%) содержанием сероводорода, что позволяет обойтись без проектирования и строительства дополнительных узлов подготовки газа».

Стоит отметить, конструктивно радиальные турбины отличаются от более распространенных осевых организацией движения воздушного и теплового потоков. Радиальные рассчитаны в первую очередь на электроснабжение малых потребителей. Специалисты РЭП Холдинга отмечают, что радиальные турбины имеют преимущества по эффективности при малых расходах рабочего тела, но для них трудно обеспечить работоспособность при высоких температурах. Соответственно, они находят широкое применение в низкотемпературных утилизационных установках и в керамических микротурбинах. Для остальных областей все-таки подходят (и используются) только осевые турбины.

Стать еще лучше

Очевидно, что инновациями для нефтянки современные тренды в совершенствовании газовых турбин не исчерпываются. Приведем еще несколько примеров.

В первую очередь все производители стремятся к повышению КПД. Российские компании отмечают, что для них при разработке новых продуктов важно перекрыть продукцию зарубежных конкурентов именно по этому показателю, а не только (и не столько) по мощности. Однако, если здесь речь идет о коэффициенте в 34%, то западные коллеги уже замахиваются на 38%-й КПД. Такого уровня эффективности достигла модернизированная в 2012 г. турбина Alstom GT13E2 в простом цикле при улучшении показателей во всем диапазоне нагрузок.

Другое направление — снижение количества узлов в турбине с целью увеличения надежности, сокращения объемов техобслуживания и уменьшения продолжительности простоев во время диагностики технического состояния. Сложно сказать, помогут ли подобные шаги в улучшении конструкции радикально продвинуться в решении проблемы дороговизны сервисного обслуживания, на которую несколько лет назад начали активно жаловаться российские компании, купившие импортные турбины. Но будем на это надеяться.

Создатели турбин стремятся также добиться от них неприхотливости к характеристикам используемого в установках газа и обеспечить возможность работы на жидком топливе. На Западе также беспокоятся о том, чтобы вне зависимости от состава используемого газа турбина имела хорошие экологические характеристики.

ГТЭС-12 Пенягино г. Москва (фото ОАО «Сатурн – Газовые турбины»)

Для энергетики будущего
И, наконец, еще одно важное направление совершенствования связано с бурным развитием генерации на основе возобновляемых источников энергии в мире и перспективами внедрения «умных сетей».

Изначально газовые турбины создавались как оборудование, обеспечивающее выдачу постоянной мощности, однако введение в энергосистему ВИЭ автоматически требует гибкости от других объектов генерации. Такая гибкость позволяет обеспечить стабильный уровень мощности в сети при недостаточной выработке энергии ВИЭ, к примеру, в безветренные или пасмурные дни.
Соответственно, турбина для интеллектуальной энергосистемы должна легко адаптироваться к изменениям в сети и быть рассчитана на регулярные пуски и остановы без потери ресурса, что было невозможно в случае с традиционными газовыми турбинами. Определенные успехи в этом направлении уже достигнуты. К примеру, GE сообщает, что новая газовая турбина FlexEfficiency способна снижать мощность с 750 МВт до 100 МВт и затем набирать исходные показатели за 13 минут, а при использовании с солнечными электростанциями будет иметь эффективность до 71%.

Тем не менее, в обозримом будущем наиболее распространенным способом использования газовых турбин все же останется их привычное сочетание с паровыми турбинами в составе парогазовых установок. И нашей стране еще предстоит пройти немалый путь, прежде чем можно будет сказать, что рынок в достаточной мере насыщен подобными объектами когенерации.

Сланцевая страшилка: вид из окна в Кёльне

Сланцевая революция в ЕС: чего ждать "Газпрому"?

Институт EWI в Кельне представил сценарий развития добычи нетрадиционного газа и в Германии, и в целом в ЕС до 2035 года. DW выясняла возможные последствия для России.

Установка для фрекинга среди поля и деревьев в Польше


Даже если страны Европейского Союза в самое ближайшее время приступят к разработке своих месторождений нетрадиционного и, в частности, сланцевого газа, ждать краткосрочных эффектов для энергетического рынка ЕС не стоит. Однако к 2035 году доля такого газа в потреблении Евросоюза может возрасти до 14 процентов. В проигрыше окажутся, прежде всего, поставщики сжиженного природного газа (СПГ), а также Россия и страны Северной Африки, снабжающие Европу трубопроводным газом.

Не прогноз, а смоделированный сценарий

Таковы некоторые выводы исследования, проведенного Институтом по изучению экономики энергетики при Кёльнском университете (Energiewirtschaftliches Institut, EWI). Его ученые во главе с директором по прикладным исследованиям Кристианом Гровичем (Christian Growitsch) смоделировали два сценария. В первом случае (базовый сценарий) в Европе сохранится нынешняя ситуация, при которой сланцевый газ по различным причинам вообще не добывается. Во втором - происходит поэтапное наращивание его производства в 2020-2035 годы.

Возможности для этого есть. "Довольно значительными запасами нетрадиционного газа располагают, по данным Международного энергетического агентства IEA, Польша и Франция. Но и в Германии, Дании, Великобритании и Швеции предполагаются относительно крупные месторождения ", - отметил в беседе с DW Кристиан Грович.

Вопрос в том, насколько велика политическая готовность пойти на освоение таких месторождений, отметил ученый. Он напомнил о моратории на добычу сланцевого газа во Франции или протесты жителей Германии против планов использования технологии фрекинга, с помощью которой такая добыча осуществляется. Подчеркнув, что "мы экономисты, а не политологи", Кристиан Грович не взялся предсказывать, когда, откуда и в каком объеме имеющиеся запасы начнут поступать на европейский рынок.
"Большой эффект для структуры энергоснабжения ЕС"

Но если предположить, что все шесть упомянутых стран в 2015 году возьмутся за освоение своих запасов, то первые ощутимые результаты появятся примерно в 2020 году, когда объемы производства составят порядка 11,4 bcm (миллиардов кубометров по стандарту IEA), отмечается в исследовании. К 2035 году добыча достигнет 76,4 bcm. При этом лидерами окажутся Польша с 30 bcm и Германия с 19 bcm. В результате Евросоюз через два десятилетия сможет удовлетворять свои потребности в голубом топливе более чем на четверть из собственных источников, ведь продолжится эксплуатация и месторождений традиционного газа.

Запасы сланцевого газа в Европе


Таким образом, "добыча нетрадиционного газа будет иметь большой эффект для структуры энергоснабжения ЕС", убеждены ученые EWI. Они считают, что от нового конкурента пострадают, прежде всего, производители сжиженного газа. Объемы их поставок, по сравнению с базовым сценарием, сократятся на 28 процентов. Экспортерам из Африки и Среднего Востока придется сконцентрироваться на Азиатско-Тихоокеанском регионе, тогда как североамериканские поставщики (в основном канадские) могут столкнуться с трудностями при сбыте своей продукции.

Снизится спрос и на российский трубопроводный газ. "Наши подсчеты показывают: в 2035 году импорт из России окажется меньше, чем в базовом сценарии, примерно на 8 процентов", - рассказал Кристиан Грович. Однако Россия, по его словам, столкнется не только с количественным, но и с ценовым эффектом.

Снижение, но не обвал цен

Правда, никакого обвала цен на газ в Европе ученые EWI не ожидают. Наоборот, используемая ими модель показала, что в Германии, например, голубое топливо даже в условиях добычи нетрадиционного газа подорожает в период с 2020 по 2035 год на 23 процента. Тем не менее уровень цен на немецком рынке окажется к тому времени примерно на 6 процентов ниже того, который был бы при базовом сценарии, предполагающем полный отказ от разработки сланцевых месторождений.

Впрочем, в странах, находящихся в непосредственной географической близости от крупнейших поставщиков газа в Европе, России и Норвегии, падение цен окажется более заметным. Так, на датском рынке оно может составить свыше 8 процентов, на польском - порядка 11-12 процентов. "Снижение зависимости Польши от российского газа станет фактором, сбивающим цены", - уверен Кристиан Грович.

Так чего же ждать "Газпрому" в случае сланцевой революции в Евросоюзе? "Сокращения выручки. Оно будет вызвано как падающими объемами продаж, так и более низкими ценами из-за растущей конкуренции", - таков вывод научного директора EWI.

В то же время он считает, что российская компания является настолько крупным игроком на европейском рынке, что пока еще вполне может предотвратить или по меньшей мере повлиять на нежелательный для себя ход событий. Ведь если Россия начнет поставлять трубопроводный газ на более выгодных, чем сейчас, условиях, то у некоторых стран ЕС будет меньше стимулов форсировать освоение нетрадиционных месторождений.

Две новости в одну тему:

В 2014 году емкость ПХГ «Катарина» в Германии увеличится на 50%

http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-116841

Ввод в эксплуатацию третьего соляного резервуара ПХГ запланирован на IV квартал 2014 года. Это позволит увеличить активную емкость хранилища на 50% (до 170 млн куб. м).

В Москве состоялась рабочая встреча председателя правления «Газпром» Алексея Миллера и председателя правления Verbundnetz Gas AG Карстена Хойхерта.

Стороны обсудили вопросы сотрудничества компаний. Особое внимание было уделено взаимодействию в области подземного хранения газа. В частности, было отмечено, что строительство подземного хранилища газа «Катарина» в Германии идет в соответствии с графиком.

Строительство ПХГ вблизи немецкого города Бернбург ведет совместная компания ООО «Газпром экспорт» и Verbundnetz Gas — Erdgasspeicher Peissen GmbH. ПХГ призвано повысить надежность поставок газа в Западную Европу, в том числе по газопроводу «Северный поток».

В настоящее время в ПХГ функционируют два резервуара общей емкостью 113 млн куб. м газа. Планируется, что к 2017 году количество резервуаров достигнет шести, и ПХГ выйдет на проектную мощность по отбору газа — 26 млн куб. м в сутки. Дальнейшее строительство новых резервуаров позволит довести общую активную емкость ПХГ до объема свыше 600 млн куб. м.

Акционерное общество Verbundnetz Gas (VNG AG) поставляет газ в восточные федеральные земли Германии и в Берлин. В сферу деятельности VNG AG входят импорт природного газа, его подземное хранение и снабжение потребителей. Акционеры VNG AG: EWE — 47,9%, Wintershall Holding AG — 15,79% плюс 1 акция, VNG Verwaltungs und Beteiligungsgesellschaft mbH — 25,79% минус 1 акция, «Газпром» — 10,52%.

«Газпром» обсудил возможность строительства дополнительных ниток «Северного потока»

http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-116847

Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и управляющий директор Nord Stream AG Матиаса Варнига обсудили возможность наращивания мощностей газотранспортной системы «Северный поток» через Балтийское море за счет строительства дополнительно одной или двух ниток.

«Газпром» рассмотрел результаты технико-экономического анализа, проведенного компанией-оператором Nord Stream AG, а также заключения, сделанные в ходе консультаций с государственными органами, некоммерческими организациями и другими заинтересованными сторонами из стран Балтийского моря.

Nord Stream AG провел технико-экономический анализ, который создает основу для дальнейшей реализации проекта. Исследование подтвердило, что строительство одной или двух дополнительных ниток газопровода является экономически целесообразным и возможным как технически, так и экологически, а также с точки зрения привлечения необходимого финансирования на банковском рынке. Была проведена предварительная оценка нескольких вариантов маршрута, которые станут основой для дальнейших исследований и оптимизации. Исследование также выявило потребность в дальнейшем увеличении импорта газа на европейский рынок в долгосрочной перспективе.

Принятие решения о дальнейшей реализации такого крупномасштабного и долгосрочного проекта, нацеленного на покрытие потребностей ЕС в импорте газа в течение нескольких десятилетий, требует соответствующей степени уверенности инвесторов в возврате инвестиций. «Газпром» продолжает работу по оценке ситуации на газовом рынке и развития государственного регулирования рынка энергоносителей в европейских странах.

КОММЕНТАРИЙ:

Вот так, в ближайшие десятилетия альтернативы природному газу нет. Да и в США оказывается лишь мизерная часть предприятий имеют доступ к низким ценам от сланцевого газа.