В деле энергоснабжения горнодобывающие компании сегодня вынуждены решать несколько задач одновременно: снижать расходы, повышать экобезопасность, становиться независимыми от крупных поставщиков электроэнергии. Это возможно в том числе благодаря применению гибридных установок — энергокомплексов, состоящих из солнечных панелей в сочетании с другими источниками энергии.

Гибриды вытесняют дизельную генерацию
В условиях, когда необходимость снижения выбросов СО₂ определяет мировую климатическую повестку, компании берут на себя обязательства по экологически чистому энергоснабжению. К примеру, южноафриканская Gold Fields — четвёртая по объемам добычи золоторудная компания в мире, намерена обеспечить 20% потребляемой энергии с помощью возобновляемых источников. Компания два года назад перевела свой австралийский рудник Granny Smith на газовую когенерацию мощностью 22 МВт, воспользовавшись решением компании Aggreko. В 2019 году рудник был дополнительно оснащен одной из крупнейших в мире автономных гибридных энергоустановок (АГЭУ), включающей 20 тысяч солнечных панелей СЭС, аккумуляторные батареи Y.Cube и генератор, работающий на природном газе. В результате потребление топлива снизилось на 10-13%, а производство чистой энергии составило около 18 млн кВт/ч в год.

Идея замены дизеля на газ и солнце воплощается и в другом проекте Aggreko — крупнейшей в мире гибридной системы энергоснабжения для шахты золотодобывающей компании Resolute Mining Ltd. Здесь на первом этапе также используются газовые модульные блоки и аккумуляторы. В 2023 году к ним добавят дополнительный блок и солнечную станцию. Интегрированное решение сработает даже в случае расширения добычи: сократит выбросы на 20% и снизит издержки компании на два миллиона евро в месяц.

В России дизельная генерация широко применяется на объектах в удаленных районах, где отсутствует энергетическая инфраструктура.

"На небольших предприятиях для основного энергообеспечения используются российские и импортные дизель-генераторы различной мощности", — отмечает специалист Иркутского научно-исследовательского института благородных и редких металлов и алмазов (Иргиредмет) Борис Кавчик. По его словам, в России несколько сотен компаний работают сезонно — только летом. Это небольшие предприятия с добычей золота меньше одной тонны.

В условиях сезонности и малых объемов производства использование дизтоплива для многих пока является единственным возможным вариантом, но и в этом направлении можно делать выбор в пользу более эффективных решений. К примеру, дизельные установки Aggreko работают в режиме комбинированной выработки электроэнергии и тепла, что увеличивает КПД дизельных машин на 35-40%.

Логистика становится камнем преткновения
Однако доставка дизельного топлива на месторождения является непростой задачей: логистическая цепочка зачастую включает и вертолет, и Севморпуть, и зимник. Это сложно и ресурсозатратно, и увеличивает расходы на топливо.

"Многие рудники находятся в Сибири, где зима длится девять месяцев, и температура опускается до —50 °С", — говорит далее Кавчик. — Энергия там — важнейшая часть не только производства, но и выживания. Дороги строятся на мерзлоте, качество их низкое; доставка топлива повышает цену продукции, нередко на 20-30%".

Поэтому предприятия подключаются к единой системе энергоснабжения (ЕЭС).  Для крупных месторождений тянут линии электропередачи от какой-либо ГЭС. Например, для запуска рудника на месторождении Наталка ("Полюс") в Магаданской области протянули ЛЭП от Усть-Среднеканской ГЭС на несколько сотен километров.

А в случае с чукотским месторождением Кекура (HGM) сложности логистики стали одной из причин переноса на год сроков ввода его в эксплуатацию и предопределили выбор в пользу централизованного энергоснабжения. Сейчас для перевозки топлива (ежегодный расход 4000 тонн) на Кекуре задействовано четыре полуприцепа на базе Iveco, рассказал представитель компании. Каждые четыре года парк необходимо обновлять, что увеличивает затраты по проекту.

К настоящему времени энергосистема и линия снабжения Кекуры уже построены, запуск запланирован на декабрь 2022 года. Если в период строительства стоимость 1 кВт/ч обходилась компании около 22 рублей, то после запуска линии и централизованного снабжения она будет приблизительно 18 рублей.

Тем не менее, подключение к ЕЭС влечет за собой немалые расходы. Стоимость работ по подключению к системе для Кекуры составила сотни миллионов долларов.

Дизель и солнце: вместо или вместе?
И все же некоторые предприятия в России делают попытки снизить стоимость генерации, не отказываясь от дизеля полностью и не подключаясь к сетям. В 2019 году был реализован проект АГЭУ с фотоэлектрическими панелями и системами накопления энергии, работа которых синхронизирована с дизель-генераторной установкой. Установка работает на месторождении золота Светлое (Хабаровский край, Polymetal).

По словам генерального директора "Хевел Ритейл" Николая Попова, эта АГЭУ стала первым крупным проектом на территории с изолированной энергосистемой. Решение позволило снизить затраты на покупку топлива для ДГУ на 60%. Срок окупаемости оборудования составляет три года.

"Мы используем дизельную генерацию, стоимость которой — примерно 16 рублей за кВт/ч, — рассказал Попов. — Себестоимость же солнечной энергии, например, на изолированных территориях Хабаровского края составляет около 4,5 рублей за кВт/ч".

Солнечные модули частично замещают дизельные генераторы, увеличивая срок их службы и существенно сокращая затраты на топливо. Таким образом, два источника энергии дополняют друг друга: дизель обеспечивает надежность и бесперебойную работу в любых условиях, а энергия солнца позволяет снизить стоимость генерации и ее негативное влияние на окружающую среду.

В силу слабого развития солнечной энергетики в России первый проект для золотодобытчиков стал лучом света в темном царстве. Тем не менее, Попов из "Хевел Ритейл" считает, что использование солнечной энергии на горнорудных и золотодобывающих предприятиях имеет огромный потенциал. Страна располагает большим объемом полезных ископаемых, и многие залежи находятся в труднодоступных местах, где невозможно провести линии электропередач. Зато эти территории обладают высоким уровнем инсоляции. Например, в Якутии солнечная активность составляет около 2000 часов в году — в несколько раз больше, чем в Москве, где облака не закрывают солнце в среднем 79 дней в году. По данным РАО "Энергетические системы Востока", во многих населенных пунктах этот уровень составляет 0,7-1,2 тысяч кВт/ч на квадратный метр в год.

Солнечная электростанция в якутском Батамае занесена в книгу рекордов Гиннеса как самая северная СЭС. По данным якутского министерства ЖКХ и энергетики, на июнь 2019 года в Якутии установлено 20 СЭС мощностью до одного мегаватта, почти все — гибриды. С момента установки первой СЭС в 2012 году экономия составила около 300 тонн дизеля, в дальнейшем планируется 20-30 тонн экономии ежегодно.

Внедряются в России и решения, основанные на использовании в качестве топлива попутного нефтяного газа (ПНГ) и работе в параллели с ЕЭС. Пример из нефтегазовой отрасли — проект Aggreko для "Газпромнефть-Хантос". Целью проекта было снизить затраты на электроэнергию, не потеряв в надежности. Выработка дополнительных 24 МВт мощности за счёт сухого отбензиненного газа и ПНГ за семь лет должна обеспечить около полутора миллиардов КВт/ч электроэнергии.

За всё платит поставщик
Перспектива внедрения систем гибридной энергетики (солнечных электростанций и накопителей) во многом связаны с их стоимостью. А она продолжает снижаться. Например, с 2010 года стоимость киловатт-часа литий-ионных батарей упала почти на 90%.

Но если расходы на оборудование в российской генерации сравнимы с западными, то переменные расходы (soft costs), к которым относятся стоимость привлечение капитала, оформление участка под строительство и т.п., по-прежнему остаются высокими. Одним из путей снижения таких затрат является формирование доступных кредитных и лизинговых программ.

На мировом рынке ради снижения капитальных затрат заказчиков, желающих использовать преимущества гибридов, исполнители часто используют модель "энергии как услуги". Согласно оценке Navigant Research, так работает примерно четверть устанавливаемых электросетей. Заказчик только оплачивает бесперебойное энергоснабжение.

В России и странах СНГ по этой модели работает "Аггреко Евразия" (Aggreko). Компания предлагает комплексные проекты собственной генерации без капитальных затрат. Например, это предоставление скидки на электроэнергию, которую клиент закупает на ОРЭМ. При этом поставщик энергии полностью берёт на себя все фазы работы над проектом. В итоге предприятие имеет независимый энергокомплекс и прозрачную безусловную экономию без капитальных затрат, покрывая пиковую нагрузку за счёт сети. Такое решение — финансовый инструмент, который позволяет при наличии доступного газа экономить до 10% на электроэнергию, тем самым снижая себестоимость добычи минерального сырья.

Кроме этого, Aggreko работает и по договору аренды, предоставляя энергетические центры всех типов на срок от нескольких дней до пятнадцати лет. Это особенно актуально для удаленных месторождений без доступа к газовой инфраструктуре. Предлагаемые установки могут применяться не только для покрытия базовых нагрузок, но и во время техобслуживания основного оборудования или в период строительства нового объекта.

Договор аренды также предполагает техническое сопровождение и ремонт установок. Важным преимуществом решений под ключ является масштабируемость: в зависимости от задач, которые возникают у предприятий на месторождениях, количество генераторов в модульном энергокомплексе может меняться — например, для компенсации энергии в периоды пикового сезонного потребления.

Сегодня, во времена стремительного технологического развития, уже существуют, и возникают новые возможности для решения задач альтернативного и автономного энергоснабжения, необходимо только относиться к ним с большим доверием, и не бояться их внедрять.

Елена Жук и Виталий Паутов
специально для Вестника Золотопромышленника