«Наши продукты — это зеленый киловатт-час и эффективное энергоснабжение»

Гендиректор АО «НоваВинд» Григорий Назаров — о новых вызовах и ближайших задачах

Для Росатома, технологического лидера в области безуглеродной генерации, развитие ветроэнергетики является важным элементом зеленого портфеля. За реализацию стратегии госкорпорации в этом направлении отвечает компания «НоваВинд», основанная в 2017 году. Генеральный директор АО «НоваВинд» Григорий Назаров рассказал «Вестнику атомпрома» о том, как компания работает в новых условиях, какие преимущества имеет применяемая конфигурация ветроустановок, как планы по строительству ветропарков связаны с экономическим развитием российских регионов и каким видится будущее мировой ветроэнергетики.

Вызовы новой реальности

— Прошедший год был нелегким. Расскажите, как дивизиону удалось справиться с трудностями, все ли планы выполнены, какие достижения можно отметить?

— В 2022 году шесть ветроэлектростанций компании «НоваВинд» в Адыгее, Ставропольском крае и Ростовской области, которые вводились в эксплуатацию начиная с 2020 года и имеют суммарную мощность 720 МВт, отработали в полном объеме. Мы выполнили план по выручке: она составила порядка 20 млрд рублей. То есть первый рубеж, эксплуатационный, мы удержали, хотя это было непросто.

Второй рубеж — это стройка. Наш портфель заказов до 2027 года составляет 1,7 ГВт. Ранее планировалось, что уже в 2022-м мы дойдем до 1 ГВт, но по понятным причинам цепочки поставок пострадали, поэтому сроки строительства пришлось переносить. В прошлом году мы ввели одну станцию из трех запланированных, но тем не менее мы это сделали, и с 1 января текущего года Берестовская ВЭС дает еще 60 МВт к нашей общей мощности. Главное, что наши проекты и инвестиционные решения не были остановлены: продолжался монтаж оборудования, открыты новые стройплощадки, в середине прошлого года компания «НоваВинд» осуществила плановые инвестиции в строительство, составившие десятки миллиардов рублей.

Сроки по строительной части мы сдвинули, но некритично. Если сравнивать нас с другими крупными компаниями на рынке российской ветроэнергетики, то стоит сказать о компании «Фортум». По состоянию на начало прошлого года она занимала первое место по сформированному портфелю, мы — второе. Она свои проекты законсервировала на два года, то есть приостановила деятельность по сооружению ветропарков. АО «НоваВинд» сдвижку проектов осуществило в пределах 12 месяцев. В первом полугодии текущего года мы должны запустить две ВЭС — Кузьминскую и Труновскую — в Ставропольском крае, сейчас на площадках идет активная работа. Так что в этом году планируем добавить к выручке еще 6 млрд рублей.

Третий значимый итог — проведена внутренняя реструктуризация компании, мы стали вертикально интегрированным субъектом на рынке. На начало 2022 года мы работали в формате совместного предприятия, в котором компания «НоваВинд» осуществляла управление на этапах строительства и эксплуатации, а закончили год с результатом, когда вся деятельность сконцентрирована непосредственно у нас, в российском блоке: это и закупки, и входной передел стройки, и производство, и эксплуатация, и поставка электроэнергии.

— Вы говорите, что эксплуатационный рубеж было трудно удержать. В чем именно заключались сложности?

— В конце апреля прошлого года ветроэнергетика попала под ограничения — как направление. С того момента мы живем в новых условиях. Технологии у нас локализованы, но мы используем машины, которые изначально были ориентированы на глобальную систему поставок, эксплуатации, сервиса, в том числе в части системы управления. Может казаться, что главное — это построить ветряки, потом они крутятся и сами вырабатывают электричество. На самом деле машине требуются техническое обслуживание, постоянный контроль и изменение настроек, запчасти, расходные материалы.

При этом надо учесть, что наша машина применяется преимущественно в России, в других странах установок именно такой конфигурации совсем немного — порядка 30 штук. Мы взяли технологию на ее старте, на взлете, поэтому опыт, полученный нами в прошлом году, — это, по сути, первая промышленная эксплуатация такой машины в большом масштабе, а не на уровне пилотных проектов. Начал срабатывать первый накопленный эффект работы и износа механизмов, стали проявляться «детские болячки» технологии и самой установки. Со всем этим компания «НоваВинд» тоже смогла справиться: в течение года был проведен ряд ремонтов оборудования, сформирован дополнительный резервный фонд комплектующих, оборотных деталей.

Плюсы технологии

— В чем заключаются особенности ваших машин? Эта конфигурация была разработана специально для России?

— Наша технология — как архитектура и базовое решение — это одно из двух принципиальных направлений развития большой мировой ветроэнергетики. В нашей конфигурации используются генераторы на постоянных магнитах, безредукторные, то есть без коробки передач. Как показала практика, это решение является конкурентоспособным в глобальном масштабе. В Европе оно получило развитие в рамках портфеля нашего технологического партнера, голландской компании Lagerwey. После нас эту технологию приобрел ведущий немецкий производитель ветрогенераторов — компания Enercon, они также взяли ее в разработку, выпустили на ней новое поколение машин. В Китае, где идет бурное развитие ветроэнергетики, насчитывается более 10 крупных производителей, часть из них также работает с безредукторной технологией.

— Почему было выбрано именно это технологическое решение, в чем Росатом увидел его преимущества?

— Один из факторов — готовность производителя передавать технологию: далеко не все согласны отдавать документацию, права на производство, само производство. Росатом ставил перед собой задачу получить технологию именно в полном объеме, в том числе право производить оборудование и поставлять его на внешние рынки. Выбор в качестве технологического партнера компании Lagerwey был оптимальным решением. Мы сделали ставку на определенный сегмент в том числе и потому, что выбранная технология давала возможности для развития интеграции внутри российской атомной отрасли.

Безредукторная технология предполагает использование значительного количества постоянных магнитов, задача по производству которых решается в контуре Росатома, этим занимается топливный дивизион. Выбор такой технологии позволил сформировать стартовый заказ, в АО «ТВЭЛ» запущен соответствующий проект, теперь мы синхронно движемся вперед, набираем заказы, опираемся друг на друга с точки зрения поддержания темпов производства, темпов локализации. В результате АО «ТВЭЛ» и госкорпорация «Росатом» получают дополнительные возможности по применению постоянных магнитов в других сегментах рынка. Например, одно из перспективных направлений — двигатели для электротранспорта.

Важно было дать первоначальный импульс, который позволил запустить инвестпроект по локализации технологии. Разумеется, процесс идет итерациями, не все производства можно быстро создать с нуля. Это долгосрочный проект с существенными вложениями, с развертыванием нескольких переделов, включая развитие ресурсной базы, то есть со временем у нас должна сформироваться интеграция не только с топливным, но и с горнорудным дивизионом Росатома — АРМЗ. Сырьем для производства магнитов являются редкоземельные металлы, на стороне АРМЗ потребуются дополнительные инвестиции в их добычу и обогащение в соответствии с необходимыми нам объемами. Освоение этого передела еще предстоит.

Локализация: стратегия и тактика

— Какова у вас сейчас степень локализации производства? Изменились ли целевые установки в новых условиях?

— У ветряка можно выделить пять основных элементов: лопасти, ступица (передает крутящий момент на ротор), генератор, гондола (где размещаются системы управления) и башня. Кстати, башня — это не просто труба, а достаточно сложное инженерное сооружение, внутри которого находятся инверторное оборудование, кабели, коммуникационные линии. Мы изначально сделали ставку на производство башни, гондолы, генератора и его компонентов.

В интегральной оценке Минпромторга, которая применяется в рамках программ государственной поддержки ВИЭ, учитываются добавленная стоимость, сложность технологии и другие параметры. Наш уровень локализации (вместе с работами по строительству) в метриках текущей госпрограммы, рассчитанной на период до 2024 года, на начало прошлого года составил 68%. В рамках второй госпрограммы, которая будет действовать до 2035 года, сначала ставилась цель выйти на уровень порядка 70% с возможностью достичь 80–90%. Сейчас это уже не просто возможность, а задача — выходить примерно на 90%, то есть на уровень локализации производства всех основных элементов ветроустановки.

Первые вводы ветропарков по второй госпрограмме запланированы на 2025 год, к этому сроку мы должны собрать всю цепочку, которая будет обеспечивать уровень локализации более 80%. Эта задача нами решается уже сейчас, и решается с опережением. У нас есть машины, смонтированные в прошлом году, с показателем более 75%.

— Достижима ли стопроцентная локализация? Ставится ли такая цель?

— Здесь важно не обмануть самих себя в погоне за процентами. Ветрогенератор — это сложный, верхнеуровневый передел в машиностроении. В производстве ВЭУ используется много готовых компонентов, поэтому выстраивание и прослеживание всей цепочки поставок каждого из них — тоже сложная задача. Никто сейчас не ставит вопрос так, что все переделы, включая производство всех исходных материалов, должны быть локализованы. Экономически и стратегически обоснованная интеграция может и будет иметь место, потому что, помимо нашего стремления обеспечить наиболее защищенную цепочку поставок, мы на другой стороне имеем экономику проектов, экономику рынка электроэнергии, а этот рынок работает, руководствуясь спросом.

Спрос промышленного потребителя формируется прежде всего с точки зрения энергобезопасности и надежности энергоснабжения, все привыкли к высокому, практически стопроцентному уровню надежности, это даже не принято обсуждать. Второй чувствительный параметр — цена, и потребители очень внимательно к нему относятся, несмотря на относительно низкий уровень цен на электроэнергию в России. Госпрограмма поддержки ВИЭ построена на конкурсной основе, она предполагает возможность прихода на рынок новых компаний. Мы конкурировали за портфель с весьма серьезными соперниками. Например, конкурс, который мы прошли в 2021 году, был в основном состязанием между Росатомом с одной стороны и финской энергокомпанией Fortum с технологическим партнером Vestas из Дании, который является глобальным лидером производства ветрогенераторов, с другой стороны. И мы разобрали тот портфель с результатом 50 на 50%. Так что конкуренция накладывает на нас значительные обязательства с точки зрения стоимости применяемого оборудования.

Поэтому приходится балансировать между надежностью цепочки снабжения и конечной стоимостью оборудования — и дилемма эта сложная, решения не очевидны. А локализация, особенно если мы говорим про мелкосерийное производство, зачастую дает объективное увеличение стоимости.

— Какие задачи по импортозамещению стоят перед дивизионом на ближайшее время? Есть ли уже примеры решенных кейсов?

— Важный компонент, который с опережением идет в промышленную эксплуатацию, — это АСУ ТП ветрогенератора. В середине прошлого года мы оказались перед фактом: необходимо его замещение. Задача решается, в текущем году мы планируем монтировать машины, которые будут укомплектованы системой управления, разработанной и собранной непосредственно в России, причем на новой компонентной базе.

Кроме того, мы перешли на отечественные крупногабаритные детали для генератора. В нашей машине они имеют четырехметровый диаметр и состоят из больших сварных элементов со сложной геометрией, при их изготовлении требуется высокая точность. Их производство было важным этапом в программе локализации, и мы вышли на этот передел ускоренными темпами. Два российских производителя за прошлый год уже подтвердили возможность производства и поставки данных деталей.

Фактически на текущий момент прорабатывается возможность производства в России всех существенных компонентов установки. Первоочередная задача на 2023 год — это пропиточные смолы, которые применяются при производстве генератора. Идет работа и по подшипникам, и по конверторам, и по электротехнике. По итогам формирования конкретных предложений с учетом стоимости будем принимать окончательные решения.

— Вся эта работа ведется в периметре дивизиона? У вас есть свое конструкторское бюро, которое этим занимается?

— В компании сформирована конструкторская группа, которая разрабатывает все технические решения и оценивает возможность перехода на новые компоненты или аналоги существующих. Изначально модель локализации предполагала тесное сотрудничество с технологическим партнером. Задача выхода на самостоятельное управление технологией, включая ее доработку, рассматривалась, но на достаточно длительном временном горизонте. Конечно, это не та ситуация, в которую мы планировали попасть уже в 2022 году. Сейчас приходится с опережением наращивать соответствующую компетенцию.

Выходить за границы

— Вы упоминали выше, что владение технологией также подразумевает возможность поставки оборудования на внешние рынки. Каковы сейчас перспективы в области международного сотрудничества?

— В 2022-м мы должны были выйти на первый проект за рубежом, но эти планы тоже немного сместились, перешли на текущий год. На сегодняшний день во Вьетнаме, где мы работаем совместно с ЧУ «Русатом — Международная сеть», уже работают два представителя «на земле», это сотрудники, которые полностью вовлечены в проект «НоваВинда». Еще один регион, где мы вели работу в прошлом году, — Казахстан. Третье направление, которое можно отметить, — это Турция: Росатом там планирует свою деятельность на десятилетия вперед, а рынок ВИЭ в этой стране достаточно динамичный. В Турции мы вместе с «Русатом Энерго Интернешнл» прорабатываем ряд потенциальных проектов.

Пока в части международной деятельности мы можем говорить именно о подготовке, проработке планов. На 2023 год задача «НоваВинда» — выйти на первый контракт на поставку электроэнергии за рубежом. Такой контракт может предполагать поставку в 2025–2026 годах, но его заключение должно стать важным рубежом, означающим, что мы приняли на себя обязательства, определили свое присутствие в регионе конкретным проектом. Есть варианты, где эта задача будет реализована, но основная наша ставка — Вьетнам.

— Если вернуться в Россию: когда планируете выходить за границы уже освоенных вами южных регионов?

— Сейчас мы можем сказать, что строительство ветропарков для «НоваВинда» — серийный процесс: подтвержденный темп ввода у нас составляет три-четыре ветропарка в год с суммарной мощностью 300–400 МВт. Каждый такой ветропарк — это масштабное поле ВЭУ, немалый эксплуатационный коллектив, значительные вложения в инфраструктуру, выстроенную вокруг объекта. Рассматривая строительство ВЭС внутри единой энергосистемы, мы ориентируемся на объемы этой системы. Поэтому на юге — в Ростовской области, в Ставрополье — мы говорим о целых кластерах ветропарков.

Изолированные зоны энергоснабжения, безусловно, также являются предметом нашего внимания, но там ситуация другая. Ветроэнергетика в таких зонах показывает хорошую экономическую эффективность с точки зрения замещения дизельной, а местами даже газовой генерации. Сахалин и Чукотка — это примеры регионов, где есть предпосылки для такого замещения.

На Сахалине выстроена достаточно большая энергосистема с хорошими в целом экономическими показателями. Но там драйвером является федеральный проект, в соответствии с которым Сахалин должен в 2024 году достичь углеродной нейтральности, эту задачу в текущих условиях никто не снимает, а развитие ветроэнергетики является одним из компонентов зеленой стратегии региона. «НоваВинд» сейчас заканчивает предварительный этап проекта — изыскание и оформление земельных участков. В ближайшее время, надеюсь, начнем ветроизмерение, измерительный комплекс уже находится на острове, по итогам исследования будет допроектирован небольшой ветропарк. На пилотном этапе мы говорим о мощности в несколько десятков мегаватт, а целевая доля ветрогенерации в перспективном балансе на Сахалине — до 200 МВт. Это зависит от того, каким промышленным проектам будет дан старт. Одним из определяющих факторов является планируемый к реализации проект по производству водорода, которым также занимается Росатом.

Проект на Чукотке выглядит пока гораздо скромнее. Там мы рассматриваем небольшой муниципальный район энергосистемы, в рамках которого говорим о 3–5 МВт ветрогенерации для замещения. В перспективном плане проект может достичь 20 МВт. Здесь ключевой вопрос — взаимодействие с добывающей компанией, которая ведет разработку в этом районе. Пока мы находимся на этапе договоренностей о структуре проекта.

В целом ветроэнергетические проекты в изолированных зонах обычно небольшие и очень специфические, каждый из них — это отдельная история, отдельная конфигурация, отдельная логистика. Здесь нет типового решения, все зависит от того, кто потребитель, с каким графиком и с какой стоимостью энергоснабжения. Сейчас в России в изолированных зонах насчитывается максимум полтора десятка промышленных проектов, для обеспечения которых можно рассматривать возможности ветрогенерации. Это не очень крупный сегмент с достаточно жесткими требованиями, поэтому пока данное направление для нас, скорее, пилотное — идет этап проработки возможной конфигурации оборудования. Горизонт, когда это направление может приобрести более массовый характер, думаю, составляет около пяти лет.

— Для холодных регионов понадобятся машины с другими конструктивными особенностями, отличные от тех, с которыми вы сейчас работаете?

— Конечно, нужны соответствующие климату решения по материалам, по режимам, по инженерным системам внутри ветроустановки. Требования, которые предъявляет Чукотка или север Красноярского края, — это как минимум выживание оборудования при температуре –40 °C, а ряд потребителей говорит и о –60 °C. Но речь у нас идет не просто о выживании, а о возможности производства электроэнергии. Серийного оборудования промышленного масштаба, строго соответствующего данным требованиям (в частности, генераторов), сейчас в мире нет. Уровень, который считается экстремальным по паспортным характеристикам, составляет –40 °C, такое оборудование применяется, например, нашими китайскими коллегами во Внутренней Монголии. Переход на уровень –50…–60 °C — это уже специализированное решение, про которое любой производитель скажет, что необходима доработка машины.

Наша установка в Ставрополье хорошо себя показала при –20…–30 °C, то есть в некоторых российских регионах она сможет применяться в штатных режимах, но она точно не рассчитана на температурные условия Арктики. Перспективы работы в этом направлении зависят от того, какой будет объем заказов, какие планы по развитию регионов будут подтверждены. С учетом этого и будем двигаться дальше.

Ветропарки: сложности и возможности

— Ветропарк — это сложный объект с точки зрения эксплуатации, обслуживания, ремонта?

— Любое обслуживание и ремонт установки, у которой основное оборудование находится на высоте ста метров, — сложная задача, требующая в том числе использования подъемной техники, при этом мы говорим о компонентах, которые, как генератор, весят десятки тонн. С другой стороны, ветроэнергетические технологии предполагают высокий уровень автономности, и среднее количество людей, задействованных в производстве условного мегаватта установленной мощности ветропарка, кратно меньше, чем в традиционной генерации. Так что хотя эксплуатация у нас и низкотрудоемкая, но сам процесс, безусловно, сложный, ведь мы говорим о промышленных энергоустановках: здесь и высокие требования по безопасности, и инженерно сложные задачи. Скорости, на которых работает наша машина, не очень большие, 15–16 оборотов в минуту в штатном режиме, но это установка, в которой несколько тонн магнитов, мощность которой 2,5 МВт, на выходе — высокое напряжение, все это требует серьезных расчетов, специальной техники, качественной подготовки специалистов.

— Собрана ли у вас уже какая-то статистика: как часто отдельный ветрогенератор выходит из строя, требует ремонта?

— Средние показатели вывести трудно: например, у контроллера есть более тысячи вариантов, на которые он реагирует как на нештатные ситуации. Хорошее понимание дает отраслевой показатель — коэффициент технической готовности. В среднем ветропарки должны быть готовы к выработке электроэнергии как минимум в 95% времени. Наши установки работают с еще более высоким уровнем — более 95% времени, а с новым оборудованием вполне реально достигать коэффициента 98%. В этом нам помогает распределенный характер ветрогенерации, то есть относительно небольшая единичная мощность. Если мы говорим о ремонте оборудования на АЭС, то будет остановлен весь блок мощностью 1000 МВт. В нашем случае 1000 МВт — это 400 установок, и даже если 10 из них одновременно находятся в ремонте, то на общие показатели такая ситуация мало влияет. Так что ветрогенерация — это очень надежное решение в силу единичной мощности, но, с другой стороны, надежность снижается ввиду зависимости от погоды. Разумеется, отсутствие или наличие ветра для нас определяет режим работы на все 100%.

— Насколько предсказуем погодный фактор? Как его можно заложить в планы выработки?

— Средняя по годам сила ветра имеет определенную цикличность, эти циклы достаточно длинные, сопоставимые с циклами солнечной активности, и годовые отклонения существенны. Но у нас на вооружении есть опыт многолетних измерений, сложный математический аппарат, то, что называется Data Science — машинное обучение, большие данные. Все это применяется при планировании выработки, которое ведется не только в горизонте года, но и ежедневно — ветропарк 24 раза в сутки подает свой прогноз.

При формировании годовых планов мы, конечно, оперируем усредненными ожиданиями. Благодаря тому, что суммарная мощность у нас уже значительная, снижение выработки на одной ВЭС может компенсироваться увеличением на другой. В совокупности у нас достаточно высокая точность планирования: отклонение в правильности прогноза по выручке в прошлом году было в пределах 5%. А наше внутрисуточное планирование на рынке электроэнергии имеет среднее отклонение на уровне 10% от установленной мощности наших ВЭС.

— Цифровизация процессов помогает нивелировать капризы погоды?

— Да, в периметре дивизиона для этого разрабатывается ряд значимых цифровых решений. Первое касается системы управления как ветроустановкой, так и всем ветропарком. Данная работа ведется с нашими партнерами, но «НоваВинд» является заказчиком и владельцем этих технологий.

Второй блок решений — система управления накопителями. «НоваВинд» на базе своего сбытового подразделения «Атомэнергопромсбыт» реализует проекты по установке накопителей для потребителей — для снижения стоимости электроэнергии. Для таких проектов разрабатывается система прогнозирования на базе машинного обучения — это автоматизированный комплекс, который внутрисуточно формирует почасовые графики, актуализируя работу накопителей.

Если смотреть вперед, то со временем объем накопленных данных по эксплуатации ветропарков приведет к формированию цифрового двойника ВЭУ — с большими возможностями по прогнозированию состояния оборудования, графика ремонтов, по переходу к ремонтам по состоянию. Сейчас мы набираем такие данные и готовимся к их обработке и интеграции в систему управления.

Смотрим в будущее

— Что будет через 20 лет с ветропарками, которые вы строите сейчас?

— Будет продление срока эксплуатации. Реальный мировой опыт показывает, что срок службы оборудования ветрогенераторов, если оборудование надежное, может продлеваться до 40 лет. Мы ставим задачу эксплуатации наших ветропарков не менее 25 лет, но рассчитываем, что это не предел.

Когда-то, конечно, установки придется выводить из эксплуатации. Но ветропарки вполне вписываются в логику циклической экономики (или экономики замкнутого цикла, как ее еще называют). Каких-либо химически активных материалов в установке нет, практически 90% компонентов составляют металлы, а также электроника, все это неплохо утилизируется и рециклируется. Часто задают вопросы относительно лопастей, я думаю, со временем мы обязательно получим устойчивую промышленную технологию их глубокой переработки.

— Можно ли сегодня говорить о каких-то прорывных технологиях, которые в обозримом будущем позволят ветроэнергетике перейти на новую ступень?

— Эволюция технологии в том виде, в котором мы ее сейчас знаем, насчитывает порядка 30 лет, это зрелая стадия развития. Я не ожидаю, что на горизонте 10 лет мы увидим качественный скачок в отношении наземной генерации. Некоторое время еще будет идти наращивание единичной установленной мощности, то есть каждый отдельный ветряк будет становиться еще больше. Но с точки зрения коэффициента эффективности здесь уже достигнут определенный физический предел.

Кроме того, в той же Европе уже фактически нет земли, на которой можно было бы размещать новые ветропарки. Так что дальше развитие, скорее, будет двигаться в сторону моря. Морской ветер сильнее, стабильнее, направление предсказуемо. Размеры установок там меньше ограничены, что открывает возможности для повышения единичной мощности. Сейчас в море работают ВЭУ с башней высотой 200 метров, а вместе с лопастью в 100–120 метров — это уже больше половины Останкинской башни. Офшорный ветер в объемах установленной мощности ветрогенерации в мире составляет сегодня порядка 10%, это начальная стадия процесса, но он идет активно. И это первое направление развития глобальной ветрогенерации.

А второе — это повышение в целом надежности энергоснабжения на базе возобновляемых источников, в результате ветропарки будут интегрироваться с системами накопления и с другими видами генерации и будут выдавать уже не относительно волатильный, а устойчивый график выработки электроэнергии.