Газопоршневая установка – оборудование для собственной выработки электроэнергии. Помимо электроэнергии ГПУ при когенерации может поставлять техническую горячую воду и пар за счёт когенерации.
Таким образом, Вы можете получать два или три вида энергии по цене одного. Относительно дешёвое топливо (газ) гарантирует экономичность и низкие эксплуатационные расходы на контейнерную газопоршневую электростанцию.
Светлана Антонова. Работаю в энергетике с 2018 года.
Оглавление
- Кому выгодна ГПУ
- Условия, при которых установка ГПУ является экономически целесообразной
- Преимущества газопоршневых электростанций от производителя
- ГПУ производства Альфа Балт Инжиниринг. Комплектность ГПЭС БКМ НОРД производства Альфа Балт Инжиниринг
- Кому в России нужны такие электростанции
- Ответы на часто задаваемы вопросы от собственников, руководителей, главных энергетиков, когда им требуется дополнительная мощность, строят новый объект, хотят сэкономить на электроэнергии
Кому выгодна установка ГПУ
Газопоршневая когенерационная установка – реальная альтернатива сети и дизельным электростанциям, которая будет выгодна там, где есть возможность подключиться к газу или есть попутный, биогаз. Также ГПУ подключают в параллельном режиме с сетью для получения большей мощности с меньшей стоимостью.
Производство электроэнергии как бизнес идея | Солнечная электростанция для дома и бизнеса
Условия, при которых установка ГПУ является экономически целесообразной:
- потребность в энергии от 500 кВт;
- средние и крупные размеры бизнеса;
- доступность природного, попутного, биогаза, свалочного газа;
- потребность в технической горячей воде и паре и/или холоде и/или CO2.
При работе на природном газе величина экономии в среднем составляет 10% от тарифа на электричество, 20% от тарифа на отопление. Показатели экономической эффективности зависят от источника энергии, которым может стать не только природный газ, но и нефтяное, попутное, коксовое, пиролизное топливо и биогаз. Наши специалисты могут сделать расчёт экономии для вас, для этого нужно заполнить опросный лист и отправить нам.
Скачать опросный лист
Газопоршневые установки позволяют использовать в качестве топлива альтернативные источники энергии, в том числе отходы. Например, организовав сбор биогаза или свалочного газа можно обеспечить топливом ГПУ высокой производительности и полностью покрыть энергетические потребности предприятия или небольшого посёлка, попутно заботясь о сокращении вредных выбросов в окружающую среду.
Поставка газопоршневых станций для выработки электроэнергии от производителя
Компания «Альфа Балт Инжиниринг» предлагает к использованию автоматизированную газопоршневую электростанцию, произведенную в России и для российских климатических условий. У нас вы можете приобрести мини ТЭС на выгодных условиях или заказать ГПУ, изготовленную с учётом ваших потребностей, в открытом исполнении, в кожухе и в контейнере.
Как заработать на домашней электростанции | БИЗНЕС-ПЛАН
Преимущества газопоршневых установок Альфа Балт Инжиниринг:
- Компактность. Малый вес и небольшие габариты упрощают доставку и размещение.
- Информационное и техническое сопровождение на всех этапах эксплуатации – от подбора и пусконаладки до техобслуживания и ремонта.
- Адаптивность под потребности заказчика. Исполнение «под заказ» гарантирует полное соответствие запросу клиента.
- Ресурс работы ГПУ может достигать до 80 000 моточасов .
Технические данные газопоршневой установки БКЭМ ГП «Норд-2000/10,5-ХЛ1»
| Модель установки БКЭМ ГП «Норд-2000/10,5-ХЛ1» | 20V4000L64 |
| Электрическая мощность (кВт), cos(fi)=0,8 | 1071 |
| Электрическая мощность (кВА), cos(fi)=0,8 | 2711 |
| Электрическая мощность (кВт), cos(fi)=1,0 | 1104 |
| Модель двигателя | MTU 20V4000L64 |
| Мощность двигателя (кВт) | 1070 |
| Количество цилиндров | 20 V-образно |
| Диаметр цилиндров / ход поршня (мм) | 170/210 |
| Рабочий объем (л) | 69 |
| Номинальная частота вращения (об/мин) | 1500 (50 Гц) |
| Температура окружающего воздуха (°C) | 25 |
| Температура рубашки охлаждения (максимально, °C) | 78/90 |
| Объем воздуха на образование смеси, нм³/мин | 67,9 |
| Температура выхлопных газов, °С | 478 |
| Объем выхлопных газов, нм³/мин | 78,8 |
| Отвод тепла рубашки охлаждения и масляного радиатора (кВт) | 817 (без учета масляного радиатора) |
| Отвод тепла в выхлоп (НТС, до 25°C, кВт) | 929 |
| Отвод тепла в выхлоп (НТС, до 120°C, кВт) | 701 |
| Отвод тепла в атмосферу от двигателя (кВт) | 112 |
| Отвод тепла в атмосферу от генератора (кВт) | 40,7 |
| Типоразмер рамы генератора | 697 |
| Пусковая характеристика при 30-процентном падении напряжения (кВА) | 2259 |
| Повышение температуры (°C) | 105 |
| Топливо | газ свалок, биогаз |
| Расход топлива: биогаза (нм³/ч) | 526 (при 100% нагрузке) |
| 433 (при 75% нагрузке) | |
| 315 (при 50% нагрузке) | |
| NOx при содержании O2 5% (мг/нм³) | < 500 |
| CO при содержании O2 5% (мг/нм³) | < 1000 |
| HC (всего) при содержании O2 5% (мг/нм³) | < 88 |
| Уровень шума (дБ) | 95 |
| Длина (мм) | 5900 |
| Ширина (мм) | 2000 |
| Высота (мм) | 2400 |
| Отгрузочная масса (кг) | 19 750 |
Сердце ГПУ – приводной двигатель внутреннего сгорания, передающий энергию синхронному электрическому генератору. Для производства газопоршневой установки используем двигатели таких изготовителей как: MTU, Cummins, Jenbacher, Yuchai, Weichai, Jichai.
Газопоршневые установки от «АБ Инжиниринг» оснащены:
- Современной системой автоматического контроля, что до минимума снижает риски взрывоопасных состояний.
- КПД таких электростанций не зависит от уровня загрузки.
- Полное сгорание топлива позволяет говорить об их экологичности.
Спрос на энергоцентры сейчас в самом разгаре, и нашу команду просто засыпали вопросами. Поэтому ответы на эти вопросы публикую ниже:
— Кому в России нужны такие энергоцентры?
- ЦОДам, для них собственный энергоцентр – это и экономия, и возможность получить ещё один вектор питания/охлаждения.
- Промышленным предприятиям, чаще всего – либо новым, либо реконструируемым. Здесь просто вопрос экономии.
- Фермерским и жилищным хозяйствам.
- Логистическим объектам, потребляющим от 1 до 50 МВт электрической мощности — здесь на первое место выходит автономность.
- Торговым центрам: как и ЦОДы, они являются идеальным «клиентом» для энергоцентра, поскольку используют и энергию, и тепло и холод.
— Что чаще всего спрашивают до заказа?
Примерно в 20% случаев мне звонят инженеры-технологи и задают конкретные технические вопросы. В остальных 80% случаев вопросы касаются финансовых и временных показателей: как получить внутреннюю норму рентабельность 30% (легко), сколько примерно стоит такой-то энергоцентр в таком-то районе с такой-то мощности, какая нужна площадь под застройку, сколько времени строится, сколько будет стоить по нашей практике внешняя газовая труба и так далее.
— Есть пример объекта?
Да, пожалуйста. Например, сейчас работаем над энергоцентром для ЦОДа и нескольких административных зданий во Владикавказе. Всё это нуждается в электричестве, тепле и холоде. Они находятся на окраине города и довести туда электрические и тепловые сети недешево и долго, а газ уже проведён. Было принято решение построить собственный энергоцентр.
Он небольшой по мощности — 3 Мегаватт электрической мощности и 1,6 Мегаватт тепла и холода. Холод необходим для центрального кондиционирования помещения и для подачи в машзал ЦОДа, а тепло для ГВС и отопления, это достаточно распространенная ситуация.
Построенный нами энергоцентр на 20 МВт на базе БКЭМ НОРД с газопоршневыми двигателями MTU
— А напомните, что такое когенерация?
Когенераторная установка вырабатывает одновременно электрическую и тепловую энергию. Эффективность использования топливных ресурсов в когенерационных установках на 30—40% выше, чем при раздельном производстве электроэнергии и тепла.
Тригенерация – это ещё и производство холода. Когенераторные установки оснащаются системами теплообменников, утилизирующих тепло, выделяющееся при работе двигателя. Это тепло может быть использовано в технологических целях (в том числе и для производства пара), для отопления и горячего водоснабжения. Излишки тепла могут быть абсорбированы с целью получения охлажденной воды. В общем случае – захоложенной до 5 градусов Цельсия воды, идеально подходящей для систем кондиционирования тех же торговых центров, офисных и общественных зданий, ЦОДов.
— Всегда ли используется тригенерация?
Нет, не всегда. Энергоцентр может производить несколько типов энергоресурсов: электричество, тепло, холод, пар и СО. В зависимости от задач на конкретном объекте. Иногда нужно только электропитание, иногда – всё сразу. Использование нескольких энергоресурсов повышает общую эффективность энергоцентра. Например, в Ленинградской области есть коммерческий энергоцентр в поле.
Он производит электричество и тепло. Электричество поставляется как прямым потребителям (по прямому договору), так и в сеть по защищенному тарифу. Тепло поставляется в ближайший поселок по собственной теплотрассе.
— А как работает АбХМ для производства холода?
Это такой здоровый чугунный аппарат размером в полквартиры. Там сложные химические процессы на основе литий-бромового раствора, постоянного испарения, конденсирования, в три цикла. В итоге, на вход даешь горячую воду, а на выходе получаешь охлажденную.
— Есть пример объекта, где делается только часть энергоцентра?
К примеру, мы сейчас делаем для одного предприятия мы поставляем блок-контейнеры БКЭМ НОРД, для другого строим энергоцентр “под ключ” и так далее – разной работы много.
Вот карточка одного из объектов:
- Тип строительства – новое строительство
- Место расположения строительной площадки – Ленинградская область
- Предназначение – получение электроэнергии и теплоснабжения для производства
- Номинальные мощности — мощность 1,6 МВт тепловая мощность — 1,8 МВт
- Исполнение ТЭЦ – цеховое
- Оборудование – КГУ – MTU (Германия)
- Срок окупаемости проекта – 3 года
— Чем отличаются турбинные энергоцентры от газопоршневых?
Типом двигателя, вращающим генератор.Мощности до 50 Мегаватт удобнее закрывать поршневыми двигателями. Те, которые 50 Мегаватт и больше, это уже разряд большой энергетики, вот там турбина. Но выбор не только по мощности, но и по режиму отбора.
Элемент поршневого энергоцентра. В верхней части – воздушный коллектор с фильтром, в нижней части система блоков цилиндров.
— Что такое режим отбора мощности?
Турбина довольно долго «разгоняется», чтобы выйти на режим. К примеру, в Москве на ТЭЦ 21 и 24 стоят почти такие же турбины Siemens на 300 МВт, как на Боингах (только больше и с некоторыми конструктивными отличиями). Для полноценного выхода на режим нужно от 20 до 25 минут.
Если мощность прыгает постоянно, может возникнуть две ситуации: когда одна из турбин не включена (а её ресурс очень нужен) и когда турбин включено больше, чем нужно (в этом случае мы будем греть атмосферу). У газопоршневых машин время выхода на режим куда меньше — 5-7 минут. На практике объекты более 50 Мегаватт для предприятий, ЦОДов и логистических центров почти отсутствуют, поэтому мы используем преимущественно газопоршневые агрегаты для реализации таких проектов.
— А что бывает при скачках потребления?
У первых энергоцентров, построенных чуть ли не в момент электрификации страны, была сложная балансировка. Современные делают всё onboard, как и те же ДВС автомобиля.
Когда вы включаете музыку в машине, фары моргать не начинают — так и здесь, внутренняя система регулировки генератора мгновенно реагирует на изменения потребляемого тока, регулирует мощность отбора таким образом, чтобы все потребители питались без каких-либо отклонений в качестве и частоте. На сегодняшний день эта технология отлично отработана. Обычно в энергоцентры ставят большое количество контроллеров: на самом газовом агрегате, на КГУ, грубо говоря, на двигателе с присоединенным генератором. Нагрузка все время меняется в зависимости от внешних потребителей. Контроллер управляет мощностью, частотой вращения коленвала, подачей топлива и всеми режимами двигателя таким образом, чтобы стабилизировать выходные параметры.
Один из параметров — шаг наброса и сброса электрической мощности – вопрос проектного решения в зависимости от потребностей заказчика. Для одних потребителей, например, для питания электричеством дата-центров, очень важен резкий наброс мощностей, для других, например, для промышленных предприятий, приемлем наброс в 10%-15% от номинальной мощности установки в минуту.
К примеру, для типового потребления логистического центра 2-4 МВт можно использовать ГПУ, но важно, чтобы наброс мощности был не более 20% от номинальной мощности в минуту. Для иллюстрации — в среднем стандартный шаг наброса мощности на ГПУ – 15-20%, а ГТУ – ниже. Но даже если шаг наброса мощности на установке недостаточен для потребителя, это можно исправить, например, подпоркой внешней сети (на начальном этапе мощность будет браться дополнительно еще и из сети), либо комбинацией с источниками бесперебойного электроснабжения, либо установкой системы плавного пуска на стороне потребителя, либо настройкой контроллера таким-то образом. Все эти варианты проработки переходных процессов индивидуальны под объект и могут быть учтены на этапе проектирования.
Принципиальная схема управления выдачей электрической мощности
— Как отводится тепло от двигателя?
Двигатель обвешивается теплообменниками, есть много разных схем. Тепло отводится от рубашки, от интеркулера, от выхлопа и так далее. В общем, всё то, что в противном случае уходило бы в атмосферу, уходит потребителям тепла с помощью системы утилизации тепла.
— А что с выхлопными газами?
Они образуются так же, как при работе обычного ДВС в автомобиле. Природный газ – относительно чистое топливо, но в процессе работы образуются отработанные газы. Более подробно о системе вывода отработанных газов можно прочесть в статье моего коллеги — Понимание основ: что такое система отвода отработанных газов в ГПУ и что требуется учесть при проектировании.
— Можно ли вводить мощности в эксплуатацию поэтапно?
Да, и это очень удобно, когда нужно распределить инвестиции на 1-2 года: ввод мощностей делается поэтапно по мере роста потребности в них. Но, понятно, в хороших руках, в тех руках, которые умеют организовывать процесс эксплуатации, энергоцентр будет работать хорошо. И наоборот, можно хорошо сделать энергоцентр, но отдать это в “кривые” руки, то из-за человеческого фактора затраты будут постоянно расти. Это человеческий фактор, это фактор организации процесса эксплуатации.
— Когда делается ТО?
На стандартных агрегатах — каждые 2000 моточасов. На практике это осмотр 1-2 инженерами 4 раза в год. Иногда это делаем мы, но чаще – эксплуатационные команды заказчиков.
— Какое можно использовать топливо?
Природный газ, попутный газ, биогаз из отходов деревообработки и животноводческих хозяйств, биогаз очистных сооружений и мусороперерабатывающих заводов, уголь, топливные пеллеты. В моей практике 98% энергоцентров работает на природном газе.
— Цена на газ ведь не фиксированная: если тарифы на электроэнергию растут, она же тоже может расти?
Темпы роста тарифов на электроэнергию и на газ могут различаться, но вилка между ними всегда будет примерно одинаковой, поскольку электроэнергия есть продукт от газа. Конечный продукт всегда дороже сырья.
— Какой приблизительно КПД обеспечивается поршневой установкой при работе на газе и генерации тепла и электроэнергии?
До 43% электрический, до 50% тепловой. В сумме до 93%.
Если вы хотите приобрести ГПУ или мини ТЭС на выгодных условиях, воспользуйтесь формой обратной связи ниже.
Источник: abespb.ru
Бизнес-план газотурбинной эдектростанции
Преимущество модульных газотурбинных установок (ГТУ)
По мере того, как мир вступает в эпоху энергетического перехода, все большее значение получают распределенные энергетические системы. Их классическим представителем являются комбинированные тепловые электростанции (ТЭС), представляющие собой пример эффективного и чистого производства электроэнергии при одновременной генерации тепловой энергии.
Газовые турбины средней мощности, такие как турбины Siemens SGT-500 позволяют вдвое сократить выбросы СО2 по сравнению с углем за счет использования природного газа. Они также могут работать на возобновляемых видах топлива, таких как биогаз или водород.
Возобновляемая энергетика в России: как местный бизнес осваивает «оружие Запада»
Еще несколько лет назад ВИЭ в российской энергетике воспринимались как мода, способная лишь повышать цены на электричество и снижать надежность снабжения потребителей. Сегодня ситуация встала с головы на ноги
Крупнейшие игроки энергетического рынка решили возглавить развитие «зеленой» генерации в России и планируют начать экспорт соответствующего оборудования за рубеж. Более того, выяснилось, что солнечные и ветряные электростанции могут заметно снизить стоимость энергии в ряде регионов, а также уменьшить частоту отключений потребителей.
Еще в 2013 году позиция большинства чиновников и бизнесменов от энергетики была простой и ясной: «У богатых свои причуды. такие источники не способны себя окупать. ветряки не являются источниками, на которые можно рассчитывать» (старший вице-президент «Атомстройэкспорта» А. Полушкин). Возобновляемая энергетика, соглашался еще год назад А. Матрейкин из Минэнерго, — «оружие Запада против России». «В ближайшие 30 лет структура потребляемых первичных источников [энергии] меняться не будет» (В. В. Путин). Госпрограмма «Энергоэффективность и развитие энергетики РФ» до 2020 года выделяла на поддержку ВИЭ 1,8 млрд рублей, а угольной энергетики — 38 млрд рублей. Вопрос о том, зачем субсидировать производство энергии на ТЭС, если оно дешевле, чем на ВЭС, даже не ставился.
Сегодня все иначе: «Росатом» создал дочернюю компанию «ВетроОГК» и собирается делать ветряки в России, «Хевел» уже строит солнечные электростанции в самых разных регионах страны, а правительство серьезно прорабатывает новые методы стимулирования инвестиций в эти области. Что изменилось в этой ситуации настолько, что позиция местного бизнеса и властей развернулась на 180 градусов?
От причуд богатых к энергии для бедных
Ключевым фактором стало снижение LCOE (полной приведенной стоимости электроэнергии) для ВИЭ. По данным Lazard, за последние пять лет для солнечных электростанций она упала более чем в пять раз, до уровня угольной энергетики в целом ряде стран мира — и даже в ряде штатов США, где есть свой недорогой уголь. Стоимость ветряного киловатт-часа упала всего втрое, однако он и начинал с более низкого уровня. Поэтому сейчас дешевле крупных ветряков энергию умеют производить только газовые ТЭС в России и США (плюс крупные ГЭС). Страны, импортирующие газ, не могут добиться и такого — там ТЭС производят энергию дороже ветра.
Второй важнейший момент — дискредитация идеи, что «ВИЭ не являются источниками, на которые можно рассчитывать». Пока массовое строительство СЭС и ВЭС было чистой теорией, их противники справедливо указывали, что Солнце ночью не светит и даже днем из-за облаков дает нестабильную генерацию. Не более устойчив и ветер. Практика внедрения их в энергосистемы показала совсем иное.
Выяснилось, что Германия по мере наращивания выработки солнечных и ветряных электростанций резко снизила число отключений: с 21,53 до 12,73 минуты в год на потребителя, то есть, напротив, повысила надежность работы сетей. В США, где доля ВИЭ в несколько раз ниже, частота блэкаутов намного больше. Причина кажущегося парадокса — в давно предсказанном в ряде научных работ явлении.
Традиционная энергетика построена на относительно небольшом количестве крупных электростанций, к которым ведут соответствующие ЛЭП. Сбой в одном из узлов этой системы приводит к нарушению снабжения сразу множества потребителей. Солнечные панели и ветряки постоянно меняют генерацию — в одном месте она растет, в другом падает, но из-за того, что солнечных панелей в этой системе миллионы, а ветряков — сотни тысяч, все разом перестать генерировать они не могут.
Сочетание этих двух факторов начало ощутимо изменять структуру инвестиций в мировую энергетику и структуру потребляемой энергии. Каждый двадцатый киловатт-час уже вырабатывается ВЭС и СЭС, и есть ряд стран, где их доля превысила 50%. Одни только ВЭС в 2016 году обогнали всю российскую электрогенерацию.
Бизнес взялся за «оружие Запада против России»
Первым среагировали новые игроки на энергорынке — типа компании «Хевел», в 2015 году начавшей строительство солнечных электростанций с использованием фотоэлементов собственного производства. По итогам конкурсных отборов инвестиционных проектов она набрала обязательств на 434 МВт мощностей солнечных электростанций для постройки в России с 2015 по 2020 год. Чуть больше 100 МВт из них уже построены, в первую очередь — в солнечных регионах, где не очень развита традиционная генерация, например на Алтае.
Однако сильная сторона компании, скорее всего, начнет себя проявлять с 2017 года. С июля этого года она ставила на свои электростанции фотоэлементы с завода в Новочебоксарске, сделанные по купленной в Швейцарии технологии. Покупали ее несколько лет назад, а за это время в гелиоэнергетике КПД новых модулей резко возрос.
Швейцарская технология дает КПД вдвое ниже современных китайских аналогов. Казалось бы, типичный кейс — новичок входит на быстроразвивающийся высокотехнологичный рынок и проигрывает, потому что на нем нечего делать без своих собственных разработок. Действительно, новую технологию не продадут, а если и продадут, то к концу ее локализации она уже устареет.
Но швейцарский пример «Хевел» кое-чему научил. Уже три года он вкладывает небольшие, но ощутимые средства в собственный центр разработки при питерском Физтехе им. Иоффе.
Там решили взяться за очень сложную задачу — изготовление новых гетероструктурных (двухслойных) кремниевых солнечных батарей на совершенно неприспособленном для этого оборудовании, уже завезенном ранее для фотоэлементов с вдвое более низким КПД. Чтобы понять уровень проблемы, стоит сказать, что из крупных игроков только Panasonic (и сотрудничающая с ним Tesla) выбрали гетероструктурные батареи за их высокий КПД. Остальные опасаются браться за подобное производство: оно довольно сложно с технологической точки зрения. Несмотря на то что это сверхамбициозная задача, в июле этого года «Хевел» заявила, что она решена, и новочебоксарский завод мощностью на 160 МВт солнечных батарей в год начал выпуск новинки.
Увы, стоимость их на киловатт мощности несколько выше китайских конкурентов, что, впрочем, типично и для гетероструктурников Panasonic. Компания уже освоила первые «экспортные» 5 МВт в ЮАР, выбрав потребителем сеть складов, у которых ограничена свободная площадь для фотоэлементов. В таких условиях 22% КПД новых солнечных батарей иногда оказываются чуть важнее цены.
Попутный ветер
Крупнейший игрок, отреагировавший на тектонические изменения в секторе ВИЭ, — это Росатом. С одной стороны, он самый неожиданный, поскольку это самая успешная российская компания в энергетической области. Ни одна другая не добивается таких успехов в экспорте, а ее атомные реакторы не только дешевле американских аналогов, но и высокотехнологичны.
Портфель экспортных заказов корпорации — $130 млрд. В России вообще нет компаний, производящих хоть что-то сложное с таким объемом заказов из-за рубежа. Нет их и в атомной индустрии любой другой страны мира. Зачем самому эффективному в мире игроку ядерной отрасли нужны ВИЭ?
Ответ довольно прост — высокотехнологичные компании в России должны смотреть чуть дальше других. «Безуглеродные «чистые» источники электрогенерации — стратегия Росатома. И атомная энергетика, и ветроэнергетика являются «зелеными» видами производства электроэнергии, без выбросов CO2. «Мы диверсифицируем и расширяем наш бизнес именно в области ветроэнергетики в том числе и потому, что наши машиностроительные мощности позволяют производить оборудование для ветропарков», — прокомментировали Forbes в департаменте коммуникаций госкорпорации «Росатом» интерес к ВИЭ.
Возможно, есть еще одна причина, предполагаю, что продажи АЭС будут стагнировать. У Росатома практически нулевые шансы построить их на самых больших энергетических рынках планеты — в ЕС, США и Японии, а страны третьего мира просто не могут стать достаточно емким рынком. Более того, в США и Европе АЭС уже закрываются по ценовым или идеологическим соображениям. Остаются плавучие АЭС, но и тут рынок ограничен странами третьего мира, а по стоимости атомного киловатт-часа такие компактные реакторы превосходят «нормальные» АЭС.
Росатом уже выиграл конкурсы на строительство в России 610 МВт ветряков до 2020 года, инвестиции в обеспечение этого процесса — 83 млрд рублей. Среди их целей — локализации производства ветряков на 65%. Импортные компоненты для них пока будет поставлять голландский партнер корпорации — Lagerwey.
Это не очень большая компания, согласившаяся на полную передачу технологий российской стороне. В портфеле ее технологических решений — вполне современные ветряки мощность вплоть до 4 МВт. После 2020 года партнеры рассчитывают не только продолжать строительство ВЭС в России, но и перейти к следующему этапу — экспорту, ключевой стратегической задаче Росатома.
Ситуация на энергетическом рынке нашей страны известна: многие гигаватты избыточных мощностей и отсутствие роста спроса. Давно известное правило мировой энергетики состоит в том, что в нерастущих экономиках генерация заметно увеличиваться не может.
Кумулятивный рост ВВП за последние десять лет в России крайне мал, и ни у кого нет четкого понимания того, когда такая ситуация изменится. Здесь можно строить сотни мегаватт, а вот гигаватты «новой энергетики» уже просто некуда девать. Зато мировой рынок ветряков — совсем другая история. В прошлом году инвестиции в новые ВЭС составили $109 млрд (ввод десятков гигаватт).
Примерно половина из этой суммы — стоимость самих ветряков. Даже 10% от такого рынка могут обеспечить долгосрочный портфель заказов, который не уступит нынешним 130 «атомным» миллиардам.
Кроме того, с 2014 года инвестиции в ВИЭ в развивающихся странах превысили инвестиции развитых стран — былая игрушка богатых стала дешевым решением для бедных. А это значит, что ветряки интересны перспективным для российского бизнеса рынкам. Как показывают события последних лет, западные страны в любой момент могут принять ограничения, закрывающие любой российской компании доступ на их рынки. Индия, Китай и Бразилия — лидеры по вложениям в ВИЭ — санкции не введут, поскольку сами достаточно сдержанно относятся к их инициаторам из развитых стран. Поэтому с ними можно заключать долгосрочные контракты без риска разрыва.
Конечно, новая сфера деятельности кроме выгод несет и существенный риск. Lagerwey — недостаточно крупная компания, поэтому она не разрабатывает самый технологически продвинутый на сегодня сектор рынка ветряков — выше 200 метров (по верхней кромке лопастей) и мощностью до 9,5 мегаватт и более. Зато такие системы делает Vestas и другие мейджоры.
Чем крупнее ветряк, тем дешевле вырабатываемая им электроэнергия, а значит, локализовав умеренные по размерам турбины Lagerwey, Росатом может оказаться в ситуации «Хевела», стать покупателем технологии, которая за время ее копирования просто устарела и дает слишком дорогое электричество. Впрочем, в корпорации это понимают и уверенно заявляют, что уже предпринимают усилия по запуску собственных разработок в этой области. Это значит, что и выйти из надвигающихся сложностей она может по траектории «Хевела» — перейдя от чужой и постепенно устаревающей технологии к своей, более современной.
Источник: www.forbes.ru