Северное сияние на электрической подпитке
Русская Арктика требует новых подходов к энероснабжению
Россия – одна из немногих стран, активно развивающих экономику арктической зоны, прежде всего, за счет проектов в сфере добычи нефти, газа, угля и цветных металлов. Традиционная схема энергоснабжения таких территорий основана либо на создании локальной энергосистемы, либо на привозном топливе. Сейчас арктические проекты в России выходят на новый пик и требуют значительных энергоресурсов. Это дает хороший шанс на развитие заполярной энергетики, в том числе безуглеродной – как атомной генерации, так и возобновляемых источников энергии (ВИЭ)..
Завоз и ныне там
Электроэнергетика начала развиваться в Русской Арктике еще в 1900-х, на первой волне освоения региона. Энергетическая инфраструктура в первую очередь строилась вокруг месторождений, а также портовых городов Северного морского пути (СМП) — кратчайшей судоходной дороги, соединяющей Европу и Азию. Сейчас на северных территориях с суровым климатом проживают 2,5 млн человек, большинство — в крупных городах. В региональных центрах обычно есть опорные ТЭС на мазуте, угле или газе, также в жизни региона большую роль играют гидроэлектростанции и атомная энергетика (Кольская АЭС в Мурманской области, Билибинская АЭС и плавучая АЭС – ПАТЭС – на Чукотке), появляются и различные ВИЭ-проекты. Однако в регионе есть множество мелких поселений вдали от крупных городов, которые живут автономно за счет небольших дизельных электростанций, поскольку тянуть туда сети зачастую слишком сложно и дорого.
СПРАВКА
Арктическая зона России — это 3 млн км2, или 18% территории страны. Зона включает восемь регионов: Мурманскую область, Ненецкий, Ямало-Ненецкий и Чукотский автономные округа, территории Красноярского края, Республики Коми, Якутии и Архангельской области. Здесь сосредоточено около 20% мировых запасов нефти и газа, 19% запасов металлов платиновой группы и по 10% — никеля и титана.
Стабильность энергоснабжения Арктики сейчас почти полностью зависит от Большой земли: топливо для электростанций и дизельных установок (ежегодно до 8 млн тонн мазута и до 25 млн тонн угля) доставляют из других регионов водным и воздушным транспортом. Из-за сложной логистики стоимость топлива резко возрастает: доля транспортной составляющей в цене северного завоза достигает 30–80%, по оценкам Центра по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ). Так, затраты на покупку дизельного топлива для изолированных зон в 2015 году составляли 60–80 млрд руб. с учетом доставки, подсчитали в ЦЭНЭФ. С каждым годом изношенные энергоустановки требуют все больше угля и мазута, потери в сетях достигают 40%.
В результате экономически обоснованный тариф на производство электроэнергии в отдельных населенных пунктах превышает 70 руб. за кВт·ч, по оценкам Совета рынка (регулятор энергорынков). Разница между стоимостью выработки электроэнергии и установленным для потребителей более низким тарифом — так называемое перекрестное субсидирование: она восполняется из бюджетов различных уровней, а также взимается с потребителей оптового энергорынка (европейская часть России, Урал и Сибирь) в виде надбавки к цене на мощность (так субсидируется тариф для отдельных регионов Дальневосточного федерального округа), отмечают в Совете рынка.
Для дальнейшего развития территорий Арктической зоны России власти и бизнесу придется решать вопросы модернизации существующих энергомощностей и строительства новых объектов. Эти задачи отражены в стратегии развития региона до 2035 года, утвержденной правительством. Согласно документу, зависимость от дорогого и нестабильного «северного завоза» топлива для энергоустановок должна сократиться, а неэффективные дизельные установки предлагается заменить генерацией на сжиженном природном газе (СПГ), на альтернативных источниках энергии или на местном топливе.
ЦИФРА
60–80 млрд руб.
расходуется ежегодно на покупку и доставку дизельного топлива в изолированные зоны Арктики
АЭС на вечной мерзлоте
Атомная энергетика пришла в российскую Арктику в качестве альтернативного источника энергии. В середине XX века на Чукотке бурно осваивались новые месторождения золота, вокруг которых сформировалась Чаун-Билибинская энергосистема (общая мощность 62 МВт), состоявшая из Чаунской ТЭЦ, плавучей газотурбинной электростанции «Северное сияние» и Билибинской дизельной электростанции. Для замены дорогих тепловых станций в 1974 году была введена Билибинская АЭС мощностью 48 МВт — до сих пор станция остается единственной в мире атомной станцией в зоне вечной мерзлоты. В итоге нужного экономического эффекта удалось добиться: количество тепловой энергии, вырабатываемой АЭС за год, соответствовало количеству, получаемому при сжигании 210–230 тыс. тонн угля, а себестоимость электроэнергии снизилась почти в полтора раза. В результате атомная станция стала главным источником электроэнергии региона, вырабатывающим около 80% всей потребляемой электроэнергии в изолированной энергосистеме. Сейчас ведется постепенная подготовка к закрытию станции.
Количество ежегодно вырабатываемой электроэнергии на плавучей АЭС в Певеке соответствует сжиганию 200 тыс. тонн угля, или 120 тыс. тонн мазута
Пришвартованный атом
Чукотка остается территорией инновационных проектов атомной энергетики. Именно здесь, в порту Певек, осенью 2019 года пришвартовалась первая в мире ПАТЭС «Академик Ломоносов» мощностью 70 МВт, которая уже подает электроэнергию в местную энергосистему и тепло для города. В перспективе она станет основным источником энергии в регионе, заменив Билибинскую АЭС и Чаунскую ТЭЦ. Плавучая АЭС оснащена двумя реакторами, в основе технологии — энергетические установки атомных ледоколов «Таймыр» и «Вайгач».
Потенциал развития атомных технологий в Арктике еще есть. В частности, основой для решения проблем энергоснабжения удаленных небольших населенных пунктов Крайнего Севера могут стать атомные станции малой мощности (АСММ) до 300 МВт, считают в Росатоме. По данным МАГАТЭ, в мире насчитывается около 50 проектов и концепций реакторов малой и средней мощности, и Росатом — один из лидеров в таких разработках.
Малые АЭС очень мобильны, слабо зависят от топливной составляющей, могут долгое время автономно работать в суровых погодных условиях. Главными препятствиями для развития АСММ могут стать относительно высокий уровень начальных капитальных вложений (120–180 тыс. руб. за 1 кВт) и длительный срок окупаемости (до 20 лет, по оценкам Института проблем безопасного развития атомной энергетики РАН). Однако при развитии технологий стоимость станций будет снижаться, а в некоторых регионах себестоимость электроэнергии АСММ может составлять до 6 руб. за 1 кВт, что уже сравнимо с показателями угольных станций.
Энергосистемный подход
Сейчас в ряде районов Русской Арктики строятся крупные добывающие предприятия. Налаживаются производство сжиженного природного газа на Ямале (проект «Ямал СПГ» НОВАТЭКа, компания планирует и сооружение ряда новых заводов), шельфовая добыча нефти в Карском море («Газпром нефть»), добыча угля на северо-западе Таймыра, золотодобыча на Чукотке и т. д. В ряде случаев производство электроэнергии можно без особых сложностей наладить непосредственно за счет добываемого сырья, как, например, было сделано для проекта «Ямал СПГ». Кроме того, возможны варианты со строительством полноценной замкнутой энергосистемы, если в регионе достаточно крупных потребителей и они располагаются относительно близко друг к другу.
В советское время и позже на северах было предпринято несколько попыток создать удаленные энергосистемы, минимально зависимые от внешних поставок топлива. Примерами замкнутых и полузамкнутых (частично зависимых от привозного топлива) энергосистем можно считать энергетику Камчатки (территории вокруг Петропавловска-Камчатского), Колымы, Норильский энергорайон, Чаун-Билибинскую энергосистему и даже энергосистему Мурманской области, присоединенную к Единой энергосистеме России, но с ограниченной возможностью перетока электроэнергии за пределы Кольского полуострова. Впрочем, такие энергосистемы крайне зависят от экономического благополучия ключевых потребителей: при закрытии или сокращении производства они становятся планово убыточными и начинают требовать дотаций для продолжения деятельности.
Опыт Норильска
Норильск имеет особое значение в энергетике Арктики. Градообразующее предприятие района — крупнейший мировой производитель никеля и палладия «Норильский никель», для которого еще в советские времена была создана замкнутая и абсолютно независимая инфраструктура. Норильск, Дудинка и другие близлежащие поселения этого района подключены к изолированной энергосистеме Таймыра, в самом Норильске проживает около 177 тыс. человек. Энергоснабжением региона занимается «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (НТЭК, входит в «Норникель»). Она управляет пятью электростанциями: тремя ТЭЦ и двумя ГЭС общей мощностью около 2,3 ГВт. Котельные и ТЭЦ работают на газе, поставляемом с газовых месторождений того же «Норникеля». Компания также имеет собственные подстанции и линии электропередачи. НТЭК производит более 9 млрд кВт;·ч электроэнергии в год (чуть менее 1% всей выработки России), более 80% потребляет Норильск.
Сила ветра и солнца
Арктика еще в конце 1980-х была главным полигоном СССР для экспериментальных электростанций на ВИЭ. Энергетики хотели использовать силу ветров региона, из-за чего в первую очередь занялись строительством ветровых электростанций (ВЭС). Однако первые проекты, например, на Чукотке и в Якутии, обернулись неудачами из-за низких температур, снегопадов и ураганов. Лопасти ВЭС трескались на морозе, установки разлетались на части под напором шквалистого морского ветра. Впрочем, сейчас во многих регионах Арктики появляются успешные примеры использования современных ветродизельных комплексов в партнерстве с европейскими и азиатскими инвесторами. Причем включение ВЭС приводит к снижению цен на электроэнергию в удаленных районах.
Применение солнечных электростанций в Арктике зимой ограничено из-за отсутствия инсоляции во время длительных полярных ночей. Хотя в некоторых северных районах солнечного света (в силу сухого климата и малой облачности) больше, чем в европейских странах. Например, строительство СЭС активно развивается в Якутии, причем морозы солнечным модулям не страшны — при низких температурах они, наоборот, работают более эффективно.
Развитие ВИЭ в Арктике не ограничено солнечной и ветровой энергией. Например, структуры «РусГидро» эффективно используют водные ресурсы Якутии — гидроэлектростанции республики вырабатывают больше половины энергии в регионе. В части регионов есть потенциал для развития геотермальной энергетики. Так, на Чукотке более 50 горячих ключей, а на Камчатке уже действуют несколько геотермальных электростанций и есть планы развития станций на новых территориях. Плюс горячих подземных ключей еще и в том, что пар можно использовать для отопления. Впрочем, экономическая целесообразность таких проектов вызывает сомнения у местных властей. Они настаивают на развитии месторождений угля и модернизации сетевого хозяйства.
ЦИФРА
70 руб. за кВт·ч
достигает экономически обоснованная цена на электроэнергию в некоторых удаленных территориях Арктики, по оценкам Совета рынка
Проблема инвестиций
Единого рецепта для решения проблем энергоснабжения Арктики не существует, отмечают эксперты и регуляторы. В качестве источников энергии целесообразно применять ВИЭ-технологии, плавучие СПГ-станции и плавучие АЭС, считает руководитель направления регулирования энергорынков VYGON Consulting Николай Посыпанко. Выбор технологии или комбинации технологий зависит от особенностей конкретного региона или промышленного объекта, говорят в Совете рынка. Вместе с тем, отмечают в регуляторе, экономическая эффективность проекта определяется возможностями инвесторов, их требованиями к доходности и срокам возврата инвестиций, поэтому полагаться только на показатели конкретных технологий нельзя.
Совет рынка уже предложил правительству свою концепцию снижения стоимости арктической электроэнергии с учетом интересов бизнеса. Регулятор считает целесообразным снижать текущие уровни затрат на электроснабжение посредством отбора на конкурсах проектов электроснабжения, реализация которых позволит снизить темпы роста его стоимости, а в пределе — и саму стоимость. Взамен инвесторам будет гарантирована заявленная на конкурс цена производимой электроэнергии сроком на 10 лет. Благодаря модернизации уменьшится объем перекрестного субсидирования удаленных и труднодоступных территорий, в том числе за счет ценовых зон оптового энергорынка, отмечает представитель Совета рынка.
Высокие тарифы Арктики действительно могут привлечь инвесторов. Так, себестоимость выработки 1 кВт·ч в удаленных населенных пунктах может в 100 раз превышать розничные цены на электроэнергию в Центральной России: в этих условиях солнечные и ветровые станции окупаются за считанные месяцы, говорит Н. Посыпанко. По его словам, на Дальнем Востоке такие проекты уже активно реализуются, но в ход прежде всего идут технологии солнечной энергетики. Однако СЭС в северных широтах не позволят полностью отказаться от «северного завоза» топлива и содержания дизельных хозяйств. Системную независимость от дорогих поставок топлива может обеспечить ветроэлектростанция совместно с накопителем энергии, отмечает аналитик.
«Так или иначе новые инвестиции потребуют источников возврата, и в этой части модель необходимо менять. Сейчас, например, высокие издержки энергетиков Дальнего Востока через спецнадбавку оплачивают компании европейской части России и Сибири (около 40 млрд руб. в год), но задача освоения удаленных территорий, скорее, национального уровня, поэтому бóльшую часть нагрузки должен нести бюджет. При этом в крупных проектах, а это в основном добыча полезных ископаемых, могут окупиться самые разные опции: от собственной генерации на дизеле, газе или угле до подключения к находящимся в сотнях километров ближайшим свободным мощностям и использования возобновляемой энергетики», — продолжает Н. Посыпанко. У регуляторов есть два пути: первый — довериться «руке рынка» и ждать, пока единая энергосистема арктических территорий сама собой не сошьется из лоскутов локальных инфраструктурных решений регионов и добывающих компаний. Второй путь – уже сейчас определить концепцию единого энергокоридора в Арктике, создав задел для опережающего развития экономики и экологически безопасного освоения макрорегиона, заключает аналитик.
Полина Смертина,
специальный корреспондент «Коммерсанта»
для «Вестника атомпрома»
Энергию вашему фьорду
Как за рубежом справляются с освещением и отоплением Арктики
Дмитрий Стапран,
директор практики по оказанию консультационных услуг компаниям энергетической отрасли PwC в России
Арктика, или медвежья земля (от греч. ἄρκτος — медведь), — огромный регион льдов и тундры, включающий территории американской Аляски, датской Гренландии, Северной Канады, Норвегии, Финляндии, Швеции и, конечно, России.
Проблема энергоснабжения удаленных поселений в Арктике – одна из сложнейших и увлекательнейших инженерно-экономических задач XXI века. Во-первых, это один из самых холодных регионов мира, где для обогрева домов требуется гораздо больше энергии. Во-вторых, населенные пункты разбросаны по огромной площади в 27 млн км2 (почти равной площадям Канады, Китая и США, вместе взятых), а доставка топлива для поселений связана с высокими транспортными издержками. Так, гренландская энергокомпания Nukissiorfiit снабжает 17 городов и 54 деревни, исландская Landsvirkjun – 63 поселения со средней численностью 5 тыс. человек, а Канада насчитывает около 250 удаленных населенных пунктов с населением до 1 тыс. человек. Кроме того, сами поселения очень малочисленны, что не позволяет экономить на масштабе (большая ветряная ферма гораздо эффективнее маленькой, но объемы производства будет некуда девать).
Именно поэтому так интересен опыт в этом вопросе наших соседей по «Арктическому клубу». Этот опыт весьма разнообразен. В Исландии, например, основу энергетики составляют гидроэлектростанции (72%) и геотермальная энергия (27%), причем две трети электроэнергии от ГЭС идет на энергоемкие производства, в первую очередь алюминиевые. Гренландия производит из возобновляемых источников, также в основном ГЭС, около 70% энергии. Только масштабы ГЭС здесь (самая большая — 45 МВт) гораздо меньше, чем в Исландии (самая мощная – ГЭС Каурахньюкар, 690 МВт). Остальную энергию все же приходится получать на дизельных энергоустановках. В Канаде, наоборот, именно дизель, за очень редкими исключениями, — основной источник электроснабжения удаленных арктических поселений. Практически такая же ситуация — на американской Аляске.
Системы энергоснабжения также сильно различаются. Если в США централизованное энергоснабжение все же доходит до отдаленных населенных пунктов, то другие регионы – царство децентрализованных микросетей (microgrid). Теплоснабжение в Канаде и США децентрализовано, тогда как в Исландии централизованным теплоснабжением (на основе геотермальных источников) охвачено более 85% населения.
Тренд последнего времени – наращивание арктическими странами выработки электроэнергии на базе ВИЭ – ветра, Солнца и биомассы. На этом делают особый упор страны, присоединившиеся к Парижскому соглашению об изменении климата. И это отнюдь не случайно – потепление за счет выбросов парниковых газов угрожает в первую очередь льдам, экосистеме и инфраструктуре арктических стран, по которым в случае таяния ледников придется основной удар. Авария на норильской ТЭЦ-3, вызванная, в числе прочего, таянием грунта, — увы, яркий тому пример.
Потребление энергии из ВИЭ за последние 25 лет выросло у арктических соседей России почти на 190 млрд кВт·ч, а из ископаемого топлива, наоборот, снизилось на 90 млрд кВт·ч. Лидерами в приросте объемов ВИЭ стали при этом Дания, Исландия, Швеция и Финляндия (по данным Renewable Energy for the Arctic. 2019).
ЦИФРА
Около 20 МВт
составляет мощность более 30 электростанций на ВИЭ в арктической зоне России, по оценкам Ассоциации развития возобновляемой энергетики. В регионе преобладает солнечная энергетика, развиваются также ветряные, геотермальные станции, малые и приливные ГЭС
С одной стороны, если посмотреть на карту инсоляции и ветров Арктики, последнюю сложно назвать благоприятным регионом для строительства солнечных или ветряных электростанций. Однако все не так плохо, как может показаться на первый взгляд. На Аляске, например, уже установлено около 8 МВт солнечных панелей – от сравнительно больших до микропанелей на крышах домов местных жителей. Небольшая солнечная установка мощностью 3–4 кВт может обеспечить более половины потребления электроэнергии среднего домохозяйства. Местные энергокомпании покупают у собственников панелей излишнюю электроэнергию, а власти предоставляют им налоговые вычеты. Кроме того, инновации за последние годы радикально снизили стоимость таких установок. Если 10–12 лет назад установка стоила на Аляске около $8 за 1 Вт, то в 2016 году ее стоимость упала до $3, а сегодня нижняя граница составляет $1,25. И это с учетом доставки и установки! В сочетании с накопителями электроэнергии, стоимость которых также существенно снизилась, это позволяет местным сообществам серьезно экономить на электричестве.
Солнечные панели даже стали ставить в последнее время на замену ранее установленным ветрякам – несмотря на меньший КПД, они практически не требуют обслуживания и потому обходятся дешевле. А снежные покровы, как показала практика эксплуатации, отражают солнечный свет и увеличивают выработку электроэнергии солнечными модулями. Кроме того, холодный климат позволяет экономить на системах отведения тепла с СЭС.
Не забывают наши соседи и о ветряной энергетике. Норвежская Statkraft в этом году заканчивает строительство крупнейшей в Европе ветряной станции Fosen Vind мощностью 1 ГВт.
Также региональные и федеральные власти арктических стран активно стимулируют энергосбережение. Это самый простой способ решить проблему энергоснабжения. Окупаемость солнечных панелей на крыше дома сейчас около 9 лет. Замена лампы накаливания мощностью 60 Вт на светодиодную, которая потребляет 10 Вт, окупается примерно за месяц, так как позволяет сэкономить около $22 в год с учетом энергоцен в некоторых районах Аляски. И это только на одной лампочке.
Еще одна особенность, которую можно заметить у США и Канады, — создание стимулов для перехода на ВИЭ и конкуренция подходов. Многочисленные дорогостоящие (на сотни миллионов и даже миллиарды долларов) государственные программы в этих странах на направлены на стимулирование применения различных технологий. Гранты выдаются на тестирование различных подходов и технологий местными фирмами и муниципалитетами вместо предложения какой-либо единой модели или субсидирования стоимости электроэнергии. Зачастую местные жители сами становятся инициаторами установки СЭС или ВЭС, объединяя домохозяйства в микросети и виртуальные электростанции.
Такая конкуренция моделей и различных технологий, учитывающих местные климатические условия, предпочтения потребителей и построенные на деятельном участии местных сообществ в решении проблем энергоснабжения, пожалуй, является наиболее очевидным выводом из изучения опыта арктических стран. «Золотого стандарта» энергоснабжения здесь точно искать не стоит.
