Анализ энергетического комплекса добывающей отрасли Красноярского края

Актуальность исследования обусловлена необходимостью надежного и экономически приемлемого энергоснабжения предприятий добычи твердых полезных ископаемых Красноярского края, обладающего значительной долей российских запасов угля, медно-никелевых руд и металлов платиновой группы и занимающего ведущие позиции по добыче золота. Цель работы – анализ современного состояния и перспектив развития энергетического комплекса региона применительно к задачам добывающей отрасли. Использованы статистические данные и отчетность субъектов электроэнергетики, сравнительная оценка вариантов энергоснабжения удаленных потребителей и межрегиональный анализ по формализованному набору признаков. Установлено, что энергосистема края включает три контура с различной экономикой энергоснабжения: централизованную зону ОЭС Сибири с преобладанием гидрогенерации, изолированный Норильско-Таймырский энергорайон мощностью 2256 МВт и децентрализованную зону, где себестоимость электроэнергии выше в 14–31 раз. Новизна работы состоит в зонировании энергетического комплекса по типу энергетической связанности и экономике энергоснабжения и формировании дифференцированных критериев развития и размещения энергоемких производств. Показано, что зарубежный опыт применим поэлементно. Избыток располагаемой мощности в 2017–2021 гг. составлял 3994,5–5836,7 МВт, а предварительный ресурс дополнительной непрерывной нагрузки оценивается в 1,5–2,5 ГВт при сетевых ограничениях. Сопоставление с зарубежными добывающими регионами показало отсутствие полного аналога Красноярского края по совокупности климатических, сетевых и производственных признаков. Обоснована необходимость дифференцированных технических решений для региона. 

Петров В. Л., Кузнецов Н. М., Софронов М. А. Анализ энергетического комплекса добывающей отрасли Красноярского края // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2026. – № 10-1. – С. 162–185. DOI: 10.25018/0236_1493_2026_101_0_162.

Петров Вадим Леонидович¹ — д-р техн. наук, профессор, проректор, e-mail: petrovv@misis.ru, ORCID ID: 0000-0002-6474-5349,
Кузнецов Николай Матвеевич — канд. техн. наук, ведущий научный сотрудник, Горный институт Кольского научного центра РАН, e-mail: n.kuznetsov@ksc.ru, ORCID ID: 0000-0002-9440-8677,
Софронов Матвей Андреевич¹ — аспирант, e-mail: sofronov_matvey@mail.ru, ORCID ID: 0009-0008-9989-3756,
¹ НИТУ МИСИС, Москва, Россия.

Петров В.Л., e-mail: petrovv@misis.ru.

1. Петров В. Л., Кузнецов Н. М. Энергетический комплекс добывающей отрасли Ямало-Ненецкого автономного округа // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2025. — № 11. — С. 166—181. DOI: 10.25018/0236_1493_2025_11_0_166.

2. Клюев Р. В., Моргоева А. Д., Гаврина О. А., Босиков И. И., Моргоев И. Д. Прогнозирование планового потребления электроэнергии для объединенной энергосистемы с помощью машинного обучения // Записки Горного института. — 2023. — Т. 261. — С. 392—402.

3. Бердников Р. Н., Холкин Д. В., Чаусов И. С. Оптимизация систем энергоснабжения удаленных и изолированных территорий за счет управления энергетической гибкостью // Энергетическая политика. — 2023. — № 1(179). — С. 94—106. DOI: 10.46920/2409-5516_2023_1179.94.

4. Семёнов А. С., Семёнова М. Н., Бебихов Ю. В., Якушев И. А. Исследование нормальных и аварийных режимов работы системы электроснабжения обогатительной фабрики с использованием компьютерного моделирования // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2026. — № 9. — С. 162—181. DOI: 10.25018/0236_1493_2026_9_0_162.

5. Клюев Р. В. Обоснование решений по повышению энергоэффективности вентиляторных установок и подъемных машин в условиях реконструкции рудника «Молибден» // Горные науки и технологии. — 2025. — Т. 10. — № 1. — С. 84—94. DOI: 10.17073/2500-0632-2024-10-362.

6. Петров В. Л., Бурматова Е. К., Пичуев А. В. Интеграция цифровых технологий в процесс проектирования систем электроснабжения горнопромышленных предприятий // Горные науки и технологии. — 2025. — Т. 10. — № 4. — С. 393—403. DOI: 10.17073/2500-0632-2025-09-461.

7. Holdmann G. P., Wies R. W., Vandermeer J. B. Renewable energy integration in Alaska’s remote islanded microgrids: economic drivers, technical strategies, technological niche development, and policy implications // Proceedings of the IEEE. 2019, vol. 107, no. 9, pp. 1820—1837. DOI: 10.1109/JPROC.2019.2932755.

8. McKinley P. C., Wilber M., Whitney E. Learning from Arctic microgrids: cost and resiliency projections for renewable energy expansion with hydrogen and battery storage // Sustainability. 2025, vol. 17, no. 13, article 5996. DOI: 10.3390/su17135996.

9. Kilinc N., Proskuryakova L. N. Modeling hybrid renewable microgrids in remote northern regions: a comparative simulation study // Energies. 2025, vol. 18, no. 21, article 5827. DOI: 10.3390/en18215827.

10. Igogo T., Awuah-Offei K., Newman A., Lowder T., Engel-Cox J. Integrating renewable energy into mining operations: opportunities, challenges, and enabling approaches // Applied Energy. 2021, vol. 300, article 117375. DOI: 10.1016/j.apenergy.2021.117375.

11. Tardy A., Rousse D. R., Mungyeko Bisulandu B.-J. R., Ilinca A. Enhancing energy sustainability in remote mining operations through wind and pumped-hydro storage: application to Raglan Mine, Canada // Energies. 2025, vol. 18, no. 9, article 2184. DOI: 10.3390/en18092184.

12. Kronja J., Galić I. Integration of renewable energy sources to achieve sustainability and resilience of mines in remote areas // Mining. 2025, vol. 5, no. 3, article 51. DOI: 10.3390/mining5030051.

13. Hjort J., Karjalainen O., Aalto J., Westermann S., Romanovsky V. E., Nelson F. E., Etzelmüller B., Luoto M. Degrading permafrost puts Arctic infrastructure at risk by mid-century // Nature Communications. 2018, vol. 9, article 5147. DOI: 10.1038/s41467-018-07557-4.

14. Schneider von Deimling T., Lee H., Ingeman-Nielsen T., Westermann S., Romanovsky V., Lamoureux S., Walker D. A., Chadburn S., Trochim E., Cai L., Nitzbon J., Jacobi S., Langer M. Consequences of permafrost degradation for Arctic infrastructure — bridging the model gap between regional and engineering scales // The Cryosphere. 2021, vol. 15, no. 5, pp. 2451—2471. DOI: 10.5194/tc-15-2451-2021.

15. Manos E., Witharana C., Liljedahl A. K. Permafrost thaw-related infrastructure damage costs in Alaska are projected to double under medium and high emission scenarios // Communications Earth & Environment. 2025, vol. 6, article 221. DOI: 10.1038/s43247-025-02191-7.

16. Dong Y., Xiao P., Zhang X., Ge D., Yu J., Chen Y., Wu Q., Ma Y., Liu R., Luan W., Liu H., Bai J. Increased vulnerability of Arctic potential ice roads under climate change // Communications Earth & Environment. 2025, vol. 6, article 37. DOI: 10.1038/s43247-025-02011-y.

17. Green N., Mueller-Stoffels M., Whitney E. An Alaska case study: diesel generator technologies // Journal of Renewable and Sustainable Energy. 2017, vol. 9, article 061701. DOI: 10.1063/1.4986585.

18. Johnstone R. L., Buhmann K. Megaprojects on ice: lessons from the Karahnjukar hydropower project for a just transition // The Polar Journal. 2023, vol. 13, no. 2, pp. 320—342. DOI: 10.1080/2154896X.2023.2269691.

19. Yu Q. H., Zhang Z. Q., Wang G. S., Guo L., Wang X. B., Wang P. F., Bao Z. H. Analysis of tower foundation stability along the Qinghai—Tibet power transmission line and impact of the route on the permafrost // Cold Regions Science and Technology. 2016, vol. 121, pp. 205—213. DOI: 10.1016/j.coldregions.2015.06.015.

20. Клюев Р. В. Количественная оценка гармонических искажений в системах электроснабжения горных предприятий // Устойчивое развитие горных территорий. — 2026. — Т. 18. — № 2. — С. 756—765. DOI: 10.21177/1998-4502-2026-18-2-756-765.

21. Norgate T., Haque N. Energy and greenhouse gas impacts of mining and mineral processing operations // Journal of Cleaner Production. 2010, vol. 18, no. 3, pp. 266—274. DOI: 10.1016/j.jclepro.2009.09.020.