Проблемы энергоснабжения арктических регионов

Аннотация. В работе рассмотрены текущие проблемы энергоснабжения арктических регионов, проанализированы их основные причины. Представлен опыт стран ЕС, США и Японии по применению возобновляемых источников энергии. Показаны пути повышения эффективности энергоснабжения Арктики.
Ключевые слова: возобновляемые источники энергии, альтернативная энергетика, Арктика, энергоснабжение, электроэнергия, ветровая энергетика, солнечная энергетика, атомная энергетика, биоэнергетика.

Введение.

Топливо поставляется в Арктику в рамках так называемого «северного завоза», и в связи с высокой удаленностью регионов севера, ограниченными летним периодом сроками доставки и устареванием существующих дизель-генераторов стоимость электроэнергии на них получается очень высокой [1]. Кроме того, в связи с частыми перебоями в поставках, местное население вынуждено обеспечивать запасы дизельного топлива в среднем на 1,5-2 года. Дизельные электростанции имеют низкий КПД и очень высокую себестоимость производства электроэнергии, которая доходит до 80-120 рублей за КВт/час.

Рис. 1. Схема электроснабжения РФ.

Тарифы на электроэнергию в изолированных системах электроснабжения регионов Крайнего Севера сегодня составляют 22–237 руб./кВт•ч, что в 5–55 раз выше средних по России. При этом, для сравнения, если взять среднюю цену электроэнергии в зоне централизованного энергоснабжения по стране — это 3-4 рубля за КВт/ час для конечного потребителя [2]. 

Включение арктических и прочих отдаленных малонаселенных территорий страны в систему централизованного энергоснабжения еще несколько десятков лет назад было признано неэффективным и слишком дорогостоящим проектом. В то же время высокая себестоимость производства электроэнергии влечет за собой необходимость бюджетных субсидий для сдерживания тарифов для населения (покрытие разницы между тарифом для населения и необходимой валовой выручки). Общий объем государственных субсидий исчисляется сотнями миллиардов рублей, а совокупный объем затрат на энергоснабжение всех потребителей 15 регионов Крайнего Севера сегодня равен 1,7 трлн руб.

Дефицит электроэнергии и ее высокая стоимость сильнейшим образом сдерживают темпы развития Арктического региона и делают его менее комфортным и привлекательным для населения. 

Оценка расходов на энергоснабжение в регионах Крайнего Севера РФ.

По официальным данным, число децентрализованных систем энергоснабжения в регионах Крайнего Севера с высокими затратами на электроэнергию превышает несколько тысяч, которые обслуживают более 11 млн чел. Всего от локальных систем энергоснабжения сегодня питается более 30 тысяч поселений. Из них более 6 000 имеют население свыше 500 чел., более 1 000 поселений имеют население свыше 2 000 чел., и 580 поселений имеют численность свыше 3 000 чел. [3]. При этом совокупный объем затрат на энергоснабжение всех потребителей 15 регионов Крайнего Севера равен 1,7 трлн руб. Значительная часть (две трети) расходов на энергоснабжение приходится на крупную промышленность и трубопроводные системы. Доходы коммунальных организаций от продажи электроэнергии, тепловой энергии и природного газа равны 464 млрд руб. Из них суммарные расходы бюджетов всех уровней на финансирование энергоснабжения регионов Крайнего Севера в 2016 году пришлось более 150 млрд руб. Доля расходов бюджета в оплате услуг энергоснабжающих организаций многих регионов Крайнего Севера превышает 30 %, а в ряде случаев – даже 60 % при среднем по России уровне около 20 %. Размеры перекрестного субсидирования и убытки компаний, снабжающих энергией потребителей Крайнего Севера, превышают 40 млрд руб. Примерно половина этой суммы приходится на субсидирование потребителей территорий с изолированными системами энергоснабжения. Практически во всех регионах Крайнего Севера (за исключением добывающих нефть и газ) доля расходов на энергоснабжение в ВРП составляет 20–37 % и кратно превышает пороги экономической доступности энергии, что не позволяет экономике динамично развиваться. Для населенных пунктов с изолированными системами энергоснабжения отношение расходов на энергоснабжение к муниципальному продукту часто превышает 40 %. [4].

Таким образом, можно сделать вывод, что регионы Крайнего Севера и Арктики особенно нуждаются во внедрении инновационных энергоэффективных решений, а также современных автономных электростанций, использующих гораздо более дешевые возобновляемые источники энергии. Именно здесь, в этих регионах, введение технологий альтернативной возобновляемой энергетики должно не только окупаться, но и, в значительной степени, сократить бюджетные расходы на субсидирование энергопотребления. И потенциал такой модернизации лежит как раз в существующих на сегодняшний день высоких бюджетных затратах на энергоснабжение арктических регионов. 

Мировой опыт внедрения возобновляемых источников энергии.

Развитие возобновляемой энергетики сегодня – глобальный тренд, обусловленный, как необходимостью обеспечения энергетической независимости стран и регионов, так и заботой об окружающей природной среде. По итогам прошедшего 2019 года потребление электроэнергии в Европе снизилось на 2% (-56 ТВт*ч), вернув спрос к уровню 2015 года. При этом валовый внутренний продукт ЕС за прошедший год вырос на 1,4%.

Доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в производстве европейской электроэнергии достигла рекордных 34,6%. Солнечная и ветровая энергетика совместно выработали почти 18% электроэнергии (569 ТВт*ч), впервые обогнав уголь по выработке электроэнергии. Доля возобновляемых источников энергии в общем объеме потребления электроэнергии по странам ЕС приведена на рис. 2. Из рисунка видно, что многие страны уже достигли поставленной на 2020 год цели, хотя год еще далеко не завершен.

Всего за один год производство электричества на основе угля в Европейском Союзе сократилось на 24%, и в 2019 году составило менее половины от уровня 2007 года. Выработка на основе каменного угля сократилась на 32%, на основе бурого угля – на 16%. В результате выбросы CO2 в энергетическом секторе Европы в 2019 году снизились на 12% — самое большое падение по крайней мере с 1990 года.

Рис. 2. Доля возобновляемых источников энергии в общем объеме потребления электроэнергии в ЕС: показатели на 2004г., 2015 г. и 2020г. 

(план и текущее значение).

Половина угольной генерации была заменена ветровой и солнечной энергией, а половина – природным газом. Доля ветровой и солнечной генерации выросла благодаря установке новых мощностей, а рост газовой генерации обусловлен более высокими ценами на CO2 и низкими ценами на газ, что повысило конкурентоспособность газовых электростанций по сравнению с угольными. Отметим, что в 2019 газовая генерация по объёмам выработки была на 8% ниже рекордного уровня 2010 года.

Конечно, есть и особенности использования ВИЭ. Так, солнечные батареи бесполезны в пасмурную погоду и ночью, а ветряные электростанции простаивают в безветренную погоду. Но и в этих вопросах мировое энергетические сообщество находится в постоянном поиске решений. Так, для накопления выработанной электроэнергии разрабатываются все более совершенные аккумуляторные батареи, постоянно совершенствуются применяемые материалы и технологии, а для повышения эффективности генерации используются гибридные системы, объединяющие в себе ветряные турбины, солнечные батареи и, к примеру, дизель генератор. Такая система позволит нивелировать подъемы и спады энергии, получаемой на выходе от ветряных мельниц и солнечных батарей, и обеспечить общую надежность функционирования.

При этом не только Евросоюз демонстрирует высокий интерес к возобновляемым источникам энергии. По данным Bloomberg New Energy Finance тенденция повышения доли инвестиций в различного рода альтернативную энергетику наблюдается по всему миру. При этом, как видно из рисунка 3, постоянный и значительный рост демонстрирует ветроэнергетика – как один из наиболее эффективных и недорогих источников электроэнергии. 

Рис. 3. Доля мировых инвестиций в возобновляемую энергетику с 2004 по 2010 гг. в трл. долл. (ветер, солнце, биомасса и мусор, биотопливо, геотермальные источники, энергия приливов, малая гидроэнергетика)

Что немаловажно, и стоимость электроэнергии, полученной от ВИЭ, уже приблизилась, а во многих случаях ниже стоимости электроэнергии, полученной традиционными способами (при сжигании углеводородов). Показатель несубсидированной нормированной стоимости ветровой и солнечной энергии составляет сейчас 30–60 долл. США за 1 мегаватт-час (МВт·ч), что ниже диапазона цен на самое дешевое ископаемое топливо — природный газ (42–78 долл. США за 1 МВт·ч) [5].

По информации того же Bloomberg New Energy Finance, стоимость генерации для наземных ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных электростанций в первой половине 2018 года уже упала на 18% [6]. 

Возобновляемые источники энергии для Арктики.

Возможности для развития ВИЭ в Арктике диктует сама природа. Так, в самых северных широтах есть потенциал для развития ветровой энергетики, а в ряде восточных приарктических регионов (например, в Якутии) – солнечной. Ресурс ВИЭ в арктическом регионе значительный и его реализация позволит уже в ближайшее время обеспечить 40-50% замену дизельного топлива, а в дальнейшем и больший объем. Важно заниматься изучением естественных и экономических возможностей для развития ВИЭ в каждом конкретном случае и принимать решение с учетом всех выявленных параметров и особенностей территории.

В настоящее время состояние технологий возобновляемой энергетики в России характеризуется их слабой развитостью, в особенности, регионах Крайнего Севера и Арктики. Однако значимость ВИЭ в Арктике возрастает именно в настоящее время, и, как уже было сказано выше, связано с высокой себестоимостью традиционных источников энергии, а также необходимостью снижения нагрузки на окружающую среду – одним из важнейших мировых трендов современности. Для роста числа проектов в сфере возобновляемой энергетики в Арктической зоне Российской Федерации необходимы эффективная нормативно-правовая база, благоприятный инвестиционный и налоговый климат, а также высокий уровень государственной поддержки.

Рассмотрим существующую систему выработки электроэнергии из ВИЭ в Арктике.

Общей особенностью климата северных регионов является продолжительная зима (до 300 дней в году) с морозами, достигающими -35-50°С. В короткий (около 3 месяцев) летний период температура только иногда поднимается до+20°С. Устойчивые и сильные ветра наблюдаются здесь в большей степени зимой, а также в переходный период (весна и осень). А значит в северных регионах высок потенциал развития ветроэнергетики. 

Существует два основных направления развития ветроэнергетики в условиях Крайнего Севера:

1. Использование малых ветроэнергетических установок (ВЭУ) для децентрализованных потребителей энергии, как отдельно, так и в составе гибридных энергоустановок (совместно с солнечными батареями и дизельными генераторами). Наиболее серьезным препятствием на пути развития малой ветроэнергетики является достаточно высокая стоимость ветряных установок. Сегодня это порядка 2-3 тыс. долларов США за 1 кВт установленной мощности. Но, как уже упоминалось выше, по опыту развитых стран, срок окупаемости таких установок составляет в среднем 5-6 лет. Т.о., малая ветроэнергетика нуждается в точечном со финансировании или субсидировании государством.

2. Применение ВЭУ в составе действующей развитой электросети. Большой опыт в данном вопросе накопили США и ЕС. По данным Deloitte Center for Energy Solutions (США), если ранее не удавалось обеспечить стабильность работы общей энергосистемы с применением ВЭУ, то сегодня все проблемы решены и рост доли солнечно-ветровой энергии сопровождается ростом надежности и устойчивости энергосистем [8]. ВИЭ либо практически не влияют на работу энергосистемы, либо требуют внесения незначительных изменений в порядок эксплуатации и использования существующих энергоресурсов [9].

В условиях холодного климата применение энергии ветра имеет несколько положительных эффектов.

Во-первых, холодный воздух обладает большей плотностью, чем теплый. В связи с этим энергоэффективность установки при одной и той же скорости ветра будет выше. Мощность ВЭУ (кВт) рассчитывается следующим образом:

где E — коэффициент использования ветровой энергии (характеризует эффективность ветрового колеса и является функцией скорости ветра, угла закрутки лопасти колеса и  угловой скорости вращения колеса), d — диаметр ветрового колеса, ρ — плотность воздуха, ɸ — скорость ветра, η —КПД генератора ВЭУ.

Из представленного уравнения следует, что мощность ветроэнергетической установки пропорциональна плотности воздуха ρ. Следовательно, при снижении температуры воздуха, например, с +15 до -15°С мощность установки возрастает на 11 %. В то же время при падении атмосферного давления мощность ВЭУ также снижается (например, при падении давления с 770 до 730 мм ртутного столба мощность ВЭУ снижается на 6%). Такие зависимости говорят о том, что получение дополнительной мощности ВЭУ при нестабильных погодных условиях Арктики представляется достаточно трудным. 

Во-вторых, северные регионы с холодным климатом и очень длинным отопительным периодом характеризуются высоким удельным потреблением электрической и тепловой энергии.

В-третьих, как уже говорилось выше, в северных регионах цены на электроэнергию и тепло на порядок выше, за счет использования на электростанциях привозного дизельного топлива, мазута и угля. 

Все перечисленное должно стимулировать внедрение ВЭУ в локальные и централизованные системы энергоснабжения регионов Крайнего Севера. Следует особенно отметить, что в этих регионах улучшение комфорта и жизненных условий населения имеет гораздо большее значение, чем в других регионах страны. 

Очевидно, что для эффективной работы ветроэнергетических установок в условиях Севера требуется использование специальных материалов (хладостойкой стали, синтетической низкотемпературной смазки для подшипников, специальных жидкостей для гидравлических систем) и технологий эксплуатации (подогрева редуктора, лопастей и метеорологических датчиков для предотвращения оледенения и отложения изморози). Но даже эти необходимые действия не сделают себестоимость электроэнергии выше, чем при использовании традиционных источников ее выработки.

Можно подумать, что использование фотоэлементов (солнечной энергии) в Арктическом регионе нереалистично, но, на самом деле, это не так. Необходимо учитывать существование в Арктике эффекта альбедо (или коэффициента диффузного отражения, который у белого снега на порядок выше, чем у темных поверхностей), а также тот факт, что в холодном климате увеличивается потенциал производства солнечной энергии. Известно, что чем ниже окружающая температура, тем эффективнее становятся солнечные фотоэлементы (эффективность увеличивается на 0,5% °C). Так, при 0°C КПД фотоэлемента на 10% выше, чем при 20°C. Однако в Полярную ночь (зимой) потенциал солнечной энергетики в арктическом регионе резко падает. Таким образом, энергетическая система Арктики, конечно, не может полностью зависеть от солнечной энергетики. Для наибольшей эффективности необходимо рассматривать гибридные системы (сочетание возобновляемых и традиционных источников энергии), о чем уже говорилось выше. 

В настоящее время в арктической зоне строительство электростанций на основе возобновляемых источников энергии ведется точечно, во многих случаях в формате некоего эксперимента. Вот несколько примеров реализуемых в настоящий момент проектов ВИЭ в Арктике:

• Мебельная фабрика «Green House» (с 2015 г.) (г. Мурманск), мощность 500кВт.

• Рыболовно-туристический комплекс о. Мудьюг, система освещения (с 2014 г.), Архангельская обл., мощность 1,5 кВт.

• Проект «Полярис» (реализуется по международной программе Kolarctic), с 4-мя ветроэлектрическими установками (с 2016 г.), Ненецкий автономный округ, мощность 200кВт.

• Анадырская ветряная электростанция на мысе Обсервации Анадырского района, 10 ветрогенераторов (с 2002 г.), Чукотский автономный округ, 2мВт (рис. 4).

Рис. 4. Анадырская ветряная электростанция на мысе Обсервации Анадырского района (2 МВт).

• Экспериментальная ветроэнергетическая станция в г. Лабытнанги (с 2014 г.), Ямало-Ненецкий автономный округ, мощность 250кВт.

• Ветропарк в п. Тикси. Представляет собой технологический комплекс, где объединены ветроэнергетические установки, дизель-генераторы и система аккумулирования электроэнергии. В составе ветропарка 3 ветроустановки суммарной мощностью 900 кВт. Экономия дизельного топлива составляет 500 т в год [7].

• Ветроэлектрический парк «Заполярный», состоящий из 6 ветрогенераторов (с 1993 по 2014 г.), республика Коми, мощность 1,5мВт.

• Экспериментальная ветроэнергетическая станция «Быков мыс» в п. Тикси, республика Саха (Якутия), мощность 1,9 мВт.

• Солнечные фотоэлектрические электростанции в с. Дулгалах и с. Куду-Кюэль (с 2013 г.), п. Батамай (с 2011 г.), п. Джаргалах, с. Тойон-Ары (с 2014 г.), с. Куберганя, с. Эйик, , с. Дельгей, п. Батагай, п. Бетенкес, с. Улуу, с. Юнкюр (рис. 5), с. Верхняя Амга, с. Столбы, с. Иннях (с 2015 г.), Ямало-Ненецкий автономный округ, суммарная мощность около 1,4 мВт.

Рис. 5. Солнечная электростанция. Село Юнкюр, Верхоянский район, республика Саха (Якутия)

Из приведенных данных видно, что в настоящий момент возобновляемая энергетика не обеспечивает и доли потребностей арктических регионов в электроэнергии. Несмотря на огромный потенциал возобновляемых источников энергии в Арктике, реализованных проектов все еще очень мало. По официальным данным суммарные установленные мощности всех ветряных и солнечных электростанций Крайнего Севера не превышают 7-8 МВт, т.е. не сможет обеспечить электроэнергией даже одно из 1000 поселений с населением более 1 тыс. чел. Тем не менее, описанный выше положительный опыт стран ЕС, США и Японии говорит о том, что инвестирование в развитие ВИЭ является эффективным, а само развитие возобновляемой энергетики в Арктике приведет к экономическому росту региона, повышению привлекательности его для населения и снижению негативного воздействия на окружающую природную среду. К тому же, как следует из аналитики проф. И.А. Башмакова [3], при тарифах свыше 20 руб./кВт•ч практически все нынешние технологии возобновляемой энергетики конкурентоспособны, даже при дополнительных затратах на их северное исполнение.

Столь стремительный рост производства электроэнергии из возобновляемых источников в развитых странах мира стал возможен во многом благодаря созданию эффективной нормативно-правовой базы для регулирования деятельности участников энергетического рынка, внедрению значимых мер финансовой поддержки, налоговых льгот, а также супер современных инновационных технологий умных малых сетей (smart grid), автоматизации и технологий блокчейна. Для достижения максимального эффекта при внедрении ВИЭ в Российской Арктике имеет смысл, основываясь на достижениях отечественной науки, воспользоваться положительным опытом стран, успешно реализующих подобные проекты.

Выводы

Реализация программ повышения энергоэффективности и внедрение локальных электростанций на основе ВИЭ на территории арктических регионов позволит:

• снизить затраты на завоз традиционного топлива (дизель, мазут, уголь), 

• снизить негативное воздействие на хрупкую природную среду Арктики,

• снизить тарифы на электроэнергию для населения, промышленных и муниципальных объектов,

• снизить затраты государства на субсидирование высоких тарифов на электроэнергию для населения, промышленных и муниципальных объектов,

• повысить надежность и стабильность работы энергосистем,

• повысить конкурентоспособность предприятий за счет снижения их затрат на энергоснабжение,

• повысить привлекательность Арктики для населения за счет более комфортных условий жизни и труда,

• снизить зависимость Арктики от «северного завоза».

Статья представлена в открытом доступе в полнотекстовом формате по лицензии Creative Commons 4.0

Список литературы:

1.      Zmieva K.A. Energosberezhenie v promyshlennosti kak klyuchevoj mekhanizm snizheniya energoemkosti VVP Rossii // Elektrotekhnicheskie kompleksy i sistemy upravleniya. 2013. № 3. S. 1-10.
2.      Bashmakov I.A. Povyshenie effektivnosti energosnabzheniya v severnyh regionah Rossii // Energosberezhenie. 2017. № 3. S. 58-72.
3.      Bashmakov I.A., Dzedzichek M.G. Ocenka raskhodov na energosnabzhenie v regionah Krajnego Severa // Energosberezhenie. 2017. № 4. S. 40-51.
4.      Bashmakov I.A. Povyshenie effektivnosti energosnabzheniya v severnyh regionah Rossii // Energosberezhenie. 2017. № 2. S. 46-53.
5.      Lazard, Levelized Cost of Energy Analysis, Version 11.0, 2017, p. 2, https://www.lazard.com/media/450337/lazard-levelized-cost-of-energy-version-110.pdf
6.      Bloomberg, “Fossil fuels squeezed by plunge in cost of renewables, BNEF says”, Jeremy Hodges, 28.03.2018, https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-03-28/fossil-fuels-squeezed-by-plunge-in-cost-of-renewa...
7.      Potravnyj I.M., YAshalova N.N., Borouhin D.S., Tolstouhova M.P. Ispol'zovanie vozobnovlyaemyh istochnikov energii v Arktike: rol' gosudarstvenno-chastnogo partnerstva // Ekonomika prirodopol'zovaniya. 2020. Tom 13. №1. S. 144-159.
8.      Motyka M., Slaughter A., Amon C. Report for Deloitte Center for Energy Solutions  «Global renewable energy trends. Solar and wind move from mainstream to preferred» // https://www2.deloitte.com/us/en/insights/industry/power-and-utilities/global-renewable-energy-trends.html?id=gx:2el:3dc:4direnenergy:5awa:6di:09132018. 30p.
9.      International Energy Agency, “Status of Power System Transformation 2018: Advanced Power Plant Transformation”, 2018, р. 21 https://doi.org/10.1787/9789264302006-en
Статья представлена в открытом доступе в полнотекстовом формате по лицензии Creative Commons 4.0