CC BY
44
УДК 620.92:332
ПОТЕНЦИАЛ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В АГРАРНЫХ РЕГИОНАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ*
В. В. КОТИЛКО,
доктор экономических наук, академик РАЕН,
главный научный сотрудник
E-mail: kotilko@yandex.ru
Совет по изучению производительных сил
Минэкономразвития России и РАН
А. Г. ФАРКОВ,
кандидат экономических наук, доцент Бийского технологического института E-mail: af1S@mail.ru Алтайский государственный технологический институт им. М. И. Ползунова
Алтайский край и Республика Алтай в настоящее время являются единственными энергодефицитными регионами Западной Сибири. Совокупные потребности Алтайского края и Республики Алтай в электроэнергии составляют величину около 10 млрд кВт-ч в год. При этом на территории края вырабатывается лишь 45-48 % от этого количества, а недостающие объемы поступают в край извне. Следует подчеркнуть, что 100 % генерирующих мощностей в Алтайском крае работают на привозном топливе - каменном угле и природном газе. Это делает их зависимыми от конъюнктуры цен на органическое топливо. Отпускные тарифы на электроэнергию в Алтайском крае являются самыми высокими в Западной Сибири для всех категорий потребителей. В среднем стоимость 1 кВт-ч электроэнергии в Алтайском крае на 20-25 % выше, чем в соседней Новосибирской области и на 40-50 % - по сравнению с Красноярским краем. Такое положение существенно затрудняет развитие
* Статья подготовлена по материалам журнала «Региональная экономика: теория и практика». 2013. № 15 (294).
большинства сфер экономики. Особенно это касается агропромышленного комплекса.
Возможным выходом из сложившейся ситуации является максимально широкое внедрение альтернативных источников энергии, позволяющих снизить роль услуг монополистов в энергетике. Переход на использование возобновляемых источников энергии позволяет:
- существенно удешевить затраты на производство сельскохозяйственной продукции;
- снизить зависимость производителей от естественных монополистов;
- повысить устойчивость функционирования аграрных предприятий.
Все возобновляемые источники энергии могут быть условно классифицированы на следующие виды:
- гидроэлектростанции;
- ветроэлектростанции;
- гелиоэлектростанции и т. д.
Гидроэлектростанции в этом ряду находятся вне
конкуренции по соотношению «потребный объем
инвестиций / получаемое количество энергии», что ставит их в более выгодное положение по сравнению с другими альтернативными источниками [6]. Поэтому везде, где есть возможность строительства малых гидроэлектростанций, приоритет должен отдаваться именно им.
К категории гидроэлектростанций малой мощности относятся станции с установленной мощностью от 1 до 30 МВт. Такая мощность может быть вполне достаточной для полного энергообеспечения широкого круга потребителей. Например, электростанции установленной мощностью 6,0-10,0 тыс. кВт с годовой выработкой электроэнергии 22-25 млн кВт-ч вполне достаточно, чтобы полностью «закрыть» потребности среднего сельского района [3].
До середины 1950-х гг. ГЭС подобной мощности, часто называвшиеся «колхозными», были широко распространены в сельской местности европейской части России, Прибалтики и Украины, обеспечивая сельскохозяйственные предприятия дешевой электроэнергией. Однако по мере развития «большой» энергетики многие такие станции были законсервированы или ликвидированы. Строились эти станции и в других регионах. Примером могут служить Чемальская ГЭС в Республике Алтай (тогда -Ойротская АССР) на реке Чемалка, построенная в 1934 г., Зыряновская ГЭС в Алтайском крае (тогда -Томская губерния), построенная в 1892 г. (следует отметить, что это была первая ГЭС в России). Начиная с 1950-1960-х гг. гидроэлектростанции малой мощности стали скорее исключением, чем правилом, а строительство новых станций прекратилось вовсе.
Однако мировая практика показывает, что сбалансированность энергетической системы достигается тогда, когда в ней присутствуют станции различных мощностей, с различными циклами работы. В настоящее время на территории Швеции действуют свыше 2 000, Австрии - около 6000, а на территории Германии - более 36 000 малых ГЭС (мощностью менее 35 МВт). Часть из них принадлежит частным лицам или отдельным хозяйствующим субъектам, часть - местным муниципальным властям, энергооператорам и т. п. Сам факт их существования убедительно доказывает рентабельность и востребованность энергоисточников такого рода в условиях развитой рыночной экономики [4].
Технология строительства объектов малой гидроэнергетики значительно упрощена по сравнению с аналогичными объектами большей мощности. Типовым решением для малых ГЭС являются плотины каменно-набросного типа, что существенно удешевляет строительство станции в целом. В качестве турбинных агрегатов обычно используются
пропеллерные, с горизонтальной осью вращения турбины (для станций мощностью до 1 000 кВт), либо «классические» вертикальные, радиально-осевые турбины мощностью от 0,5 МВт и выше. Гидроагрегаты малой мощности обычно имеют компактные размеры и достаточно дешевы в монтаже. Для их установки, в частности, не требуются большие подъемно-транспортные механизмы и т. п.
В целом же в мировой практике стоимость строительства малой гидроэлектростанции, имеющей каменно-набросную плотину, составляет в среднем 250-750 долл. за 1 кВт установленной мощности станции. В то же время строительство электростанции большей мощности, имеющей бетонную плотину, обойдется не менее 1 000-1 500 долл.
Малые ГЭС чрезвычайно привлекательны с экологических позиций: они не требуют создания обширных водохранилищ, что не ведет к затоплению большого объема сельскохозяйственных земель. Водохранилища малых ГЭС способны играть положительную роль в развитии аграрного хозяйства, аккумулируя значительные запасы воды и создавая предпосылки для ведения интенсивного лугового хозяйства, расширения кормовой базы. В то же время объемы водохранилищ типичных малых ГЭС, как правило, недостаточны для инициирования каких-либо стихийных бедствий (даже при самом неблагоприятном развитии событий).
В настоящее время в России производится вся номенклатура оборудования, необходимого для строительства малых ГЭС. Турбины с единичной мощностью от 100 до 5 000 кВт, генераторы и щитовое оборудование выпускаются АО «Ленинградский металлический завод» (Санкт-Петербург), Сызранским и Уральским турбинными заводами, объединением «Электросила» (Санкт-Петербург), Лысьвенским электромеханическим заводом, ЗАО «ЭЛСИБ» (Новосибирск) и рядом других российских предприятий. ЗАО «Гидроэнергопром» (Санкт-Петербург) производит модульные гидроустановки особо малой мощности (2,5-1 000 кВт), пригодные для монтажа без использования специального оборудования и транспортируемые в стандартных контейнерах [11].
Расширение масштабов малого гидростроительства позволит:
- реализовать накопленный за предыдущие десятилетия потенциал предприятий, специализирующихся на производстве оборудования для ГЭС;
- создать дополнительный рынок сбыта для продукции этой отрасли машиностроения.
Принято считать, что большая часть регионов Западной Сибири (кроме Республики Алтай и части
Кемеровской области) не располагает сколько-нибудь значительными, экономически эффективными гидроэнергетическими ресурсами и не способна самостоятельно обеспечить себя дешевой гидроэнергией. Однако это не вполне соответствует действительности [8].
Потенциальные гидроэнергоресурсы малых рек Западной Сибири (в особенности южной ее части -Алтайского края, Республики Алтай) достаточно велики. Их использование может обеспечить от 30 до 100 % потребностей этих регионов. Экономически эффективный гидроэнергетический потенциал малых рек Алтайского края достигает 3 млрд кВт-ч в год, что составляет около 30 % от современных потребностей всего хозяйственного комплекса края и практически 100 % электроэнергии, потребляемой АПК и населением сельских районов.
Ресурсы малых рек Алтайского края большей частью сконцентрированы в районах предгорной зоны. Заслуживает внимания проект строительства в Алтайском крае 26 малых ГЭС установленной мощностью от 0,6 до 40 МВт на реках Ануй, Чарыш и Песчаная, разработанный в 1994 г. проектным институтом «Красноярскгидропроект».
Суммарная установленная мощность этих электростанций достигает 404 МВт при годовой выработке электроэнергии в 1,54 млрд кВт-ч, что составляет 15-20 % от общего объема потребляемой электроэнергии в Алтайском крае и Республике Алтай (функционально энергосистемы этих регионов представляют собой единый технологический комплекс).
Рассматриваемый комплекс малых ГЭС по своим характеристикам (в первую очередь - по объемам вырабатываемой электроэнергии) практически эквивалентен Обской ГЭС. Его совокупная мощность составит в случае полной реализации до 20 % от общего объема генерирующих мощностей, локализованных в Алтайском крае. Средняя себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на станциях такого каскада должна составить менее 13 коп. за кВт-ч, что позволит снизить общие энерготарифы в Алтайском крае (при условии использования этих электростанций в рамках краевой энергосистемы), доведя их, как минимум, до уровня Новосибирской области.
Строительство малых ГЭС, планируемое на территориях Алтайского, Смоленского, Советского, Чарышского, Солонешенского, Петропавловского, Быстроистокского районов Алтайского края, не должно встретить никаких препятствий в техническом плане, а экологические риски - минимальны. Объемы изымаемых земель под водохранилища
станций незначительны и составят для всего каскада чуть менее 800 га.
Возникновение на территории региона источников дешевой электроэнергии может дать импульс развитию некоторых отраслей сельского хозяйства (в первую очередь - молочно-товарному производству и молокопереработке). В качестве побочного эффекта появляются предпосылки к созданию в значительных масштабах новых сфер (например разведение прудовых рыб) на территории тех районов, где будет вестись строительство малых ГЭС.
Безусловно, все станции, вне зависимости от формы собственности, должны находиться под единым диспетчерским управлением с целью обеспечения сбалансированного режима работы гидротехнической системы в целом - собственники должны получать готовый продукт в соответствующих количествах или соответствующую плату за его использование. В противном случае, в условиях каскада малых ГЭС, оптимальность функционирования всей гидроэнергетической системы может находиться под угрозой местных интересов, выражающихся в несоблюдении из-за сиюминутной выгоды режима водно-регуляционных работ, что может в конечном итоге привести в разбаланси-ровке водного режима рек и потере значительных объемов энергии.
Реализация данного проекта возможна в течение достаточно длительного срока (приблизительно 1012 лет) - за счет постепенного привлечения средств как из бюджетных источников (в рамках целевой программы развития), так и частных инвестиций. В силу относительно невысокой стоимости каждого объекта инвесторы могут быть найдены и среди хозяйствующих субъектов Алтайского края, заинтересованных в получении дешевой электроэнергии.
Общая стоимость проекта достаточно велика и составляет (в ценах 2011 г.) порядка 2 970 млн руб. Ожидаемый срок окупаемости проекта (при условии сохранения действующих в регионе отпускных цен на электроэнергию на период окупаемости проекта) составит 2,5-3 года с момента полного ввода энергетических мощностей в строй.
После полной окупаемости затрат становится возможным снижение отпускных тарифов на электроэнергию на 45-50 % для сельских потребителей. Исходя из проектной мощности комплекса электростанций, общая сумма поддержки сельских товаропроизводителей края достигнет 1,5 млрд руб. в год. В течение всего срока службы станций, определяемого в 49 лет (до реконструкции и капитального ремонта), АПК края получит материальную поддержку в виде льготных отпускных тарифов на
электроэнергию до 98 млрд руб. (в дисконтированных величинах).
Значительный потенциал имеется в этих регионах и в плане использованию энергии ветра. Вет-роэлектростанции являются наиболее доступными по стоимости единичной установки источниками энергии. При этом их монтаж возможен без жесткой привязки по физико-географическим факторам. За период эволюции подобных станций были созданы и апробированы следующие их виды:
1) установки с горизонтальным крыльчатым ротором (быстроходным или тихоходным), поворачиваемым навстречу потоку ветра;
2) установки с вертикальным ротором различных типов;
3) башенные, туннельные и иные конструкции с закрытым ротором [7].
Наибольшее распространение получили установки с горизонтальным крыльчатым ротором, имеющим две-три лопасти (быстроходный ротор) или 6-18 лопастей (тихоходный ротор). Коэффициент полезного действия быстроходного ротора таких ветроустановок не превышает 0,27-0,28, а тихоходных - 0,12-0,14.
C начала 1970-х гг. на побережье Балтики в Голландии, Германии и других североевропейских странах строятся ветрогенераторы с горизонтальными быстроходными 3-лопастными роторами диаметром 30-50 м с установленной мощностью 50-100 и более кВт. Средняя стоимость одной такой установки в странах ЕС составляет 0,5-1,0 млн евро. В настоящее время на этот рынок выходят производители из КНР и других стран Юго-Восточной Азии, предлагающие установки на порядок дешевле (при уже сопоставимом качестве).
Единичная мощность ветроэнергетических установок, как правило, невелика. В среднем она колеблется от 1-1,5 до 100-150 кВт и более. Существуют и установки мощностью 0,5-3,6 МВт, которые производятся такими гигантами энергетической отрасли, как компании Siemens, ABB и др. Однако их создание требует значительного усложнения конструкции, а стоимость сооружения (из расчета на 1 кВт установленной мощности) повышается в несколько раз.
Существуют ветроэнергетические комплексы весьма значительной мощности, базирующиеся на установках с горизонтальным ротором. В частности, в 2011 г. в Германии был введен в эксплуатацию вет-роэнергопарк на балтийском побережье, имеющий суммарную установленную мощность в 191 МВт при стоимости проекта в 2,5 млрд евро. Заявлено также о планах строительства ветроэнергетического
парка в России (в Архангельской области) на побережье Белого моря - с суммарной установленной мощностью в 300 МВт [5].
Установки с вертикальной осью вращения ротора могут иметь большую мощность при существенно меньших габаритах. Потенциально более эффективны, в частности, ветроустановки с ортогональным ротором. Опытная установка такого типа была построена в 1987-1989 гг. в Киргизии. Однако для ее работы требуется весьма значительная скорость ветра - не менее 18-25 м/с. Кроме того, ортогональная ВЭС не может запускаться самостоятельно. Ротор должен раскручиваться до рабочей частоты вращения при помощи специального силового агрегата (использовался отработавший свой ресурс вертолетный двигатель).
Вертикальные роторы карусельного типа и подобные им не предъявляют таких требований, как ортогональные ВЭС. Однако их коэффициент полезного действия не превышает 0,06-0,08, а установленная мощность ниже, чем у механизмов с крыльчатым ротором. Единственным их достоинством является то, что они способны работать при любом направлении ветра без дополнительного вмешательства. Башенные ВЭС, основанные на использовании перспективных типов ветродвигателей, у которых ротор различной конструкции находится внутри неподвижной башни, пока не вышли за рамки опытно-конструкторских работ. Поэтому об их качествах судить пока рано.
Следует отметить, что все типы ветродвигателей с вертикальной осью вращения ротора до настоящего времени существуют в единичных опытно-промышленных образцах. Проектирование таких установок имеет ряд сложностей конструкторского и компоновочного характера, а их эксплуатация более сложна по сравнению с установками, имеющими горизонтальную ось вращения ротора. Представляется оптимальным при планировании развития ветроэнергетики в среднесрочной перспективе опираться на уже накопленный опыт строительства и эксплуатации установок последнего типа, т. е. имеющих горизонтальную ось вращения ротора.
Общим недостатком, который никак не зависит от конструкции ветродвигателя, является непредсказуемость его работы, зависимость от метеоусловий. Вариантов преодоления этого недостатка может быть несколько:
- накопление части электроэнергии в аккумуляторных батареях для использования ее в безветренный период при посредстве инверторных преобразователей (является основной технологией
для установок автономного энергоснабжения малой мощности);
- строительство параллельных генерирующих мощностей на углеводородном топливе (дизель-генератора или газопоршневой электростанции на природном газе);
- использование энергосети, в том числе возможен вариант объединения в общую энергосеть большого числа ветроэлектростанций, расположенных на обширной территории, таким образом, чтобы в зоне интенсивных ветров всегда находилось какое-либо их число, или же отдача части избыточной электроэнергии в общую энергосистему с последующим получением ее эквивалента в безветренный период (обычно применяется для ветроэнергопарков);
- ветроводородное аккумулирование - использование части энергии в период ее интенсивной выработки для получения водорода методом электролиза (с последующим его хранением в подземном газгольдере и использованием для газопоршневой или газотурбинной электростанции в безветренный период).
В Алтайском крае возможно строительство достаточно крупных ветроэнергопарков в степных районах. В частности, речь может идти о Кулундинском, Славгородском, Немецком районах края. Оптимальным размером таких парков стала бы концентрация 100-120 генераторов установленной мощностью до 200-500 кВт каждый. Таким образом, при суммарной установленной мощности в 40-50 МВт такой ветроэнергопарк (на основе фоновых данных по аналогичным регионам) [7] мог бы обеспечить выработку до 80-90 млн кВт-ч в год, что достаточно для полного обеспечения энергетических потребностей 2-3 сельских административных районов края. Ветроэнергопарк такой мощности займет площадь около 600-700 га, что вполне возможно для районов степной зоны, где имеются засоленные, некондиционные земли, не имеющие ценности как сельхозугодья. Стоимость всего проекта - порядка 640-900 млн руб. Стоимость одного генератора составляет 6-10 млн руб. при условии локализации производства наиболее крупногабаритных, металлоемких и дорогостоящих деталей - опорных конструкций ветрогенераторов, на территории Алтайского края.
В настоящее время на территории края существует ряд предприятий, специализирующихся на производстве металлических конструкций, которые возможно частично перепрофилировать на производство такой продукции. При этом нет необходимости инвестирования всей суммы: проект может осуществляться поэтапно - в течение 10-15 лет.
В качестве организационной формы реализации может рассматриваться товарищество, обеспечивающее финансирование создания ветроэнергопарка хозяйствующими субъектами на паевой основе в обмен на поставки электроэнергии по сниженной цене [1]. Годовая производительность одного вет-рогенератора установленной мощностью 200 кВт составит порядка 800-850 тыс. кВт-ч в год. Этого достаточно для обеспечения потребностей в электроэнергии среднего хозяйства. Сумма инвестиций, необходимых для получения такого объема электроэнергии, - 6-9 млн руб.
Другим направлением развития ветроэнергетики в Алтайском крае и Республике Алтай должно стать развитие локальных установок малой мощности, предназначенных для использования частными лицами и мелкими фермерскими хозяйствами. Особенно это актуально для удаленных населенных пунктов, снабжаемых в настоящее время по ЛЭП с напряжением 0,4 кВт, которых достаточно много в районах предгорной зоны края. Обычно электроэнергия, подаваемая по таким линиям на значительные расстояния, имеет низкое качество -недостаточный вольтаж, отклонения по частоте и т. п. Это создает неудобства при пользовании современными электроприборами. Подача электроэнергии по мелким ЛЭП также характеризуется ненадежностью, особенно в зимний период. Надо отметить, что линии электропередач, снабжающие отдаленные поселки, убыточны для эксплуатирующих организаций, большая часть их имеет уровень износа свыше 70 % [1, 2].
На мировом рынке представлено огромное число производителей ветрогенераторов малой мощности, обладающих высокими экологическими параметрами в части шумового загрязнения окружающей среды, эксплуатация которых допустима в черте населенных пунктов. Большинство ветро-генераторов этого класса способно вырабатывать энергию при силе ветра 3-3,5 м/с, что делает возможным практически круглогодичное применение в предгорных и степных районах.
Серийно выпускающиеся ВЭС такой мощности в России стоят не менее 300-350 тыс. руб. за комплект оборудования, обеспечивающий объем энергопотребления на уровне 600 кВт-ч/мес. На рынке также имеются энергетические установки производства КНР, рассчитанные на обеспечение месячного объема энергопотребления в объеме от 200 до 1 000 кВт-ч в месяц. Их стоимость существенно ниже - от 80 до 300 тыс. руб. В состав такой установки обычно входят: ветрогенератор, комплект аккумуляторных батарей и инверторный
преобразователь, обеспечивающий преобразование постоянного тока в бытовой переменный ток. В некоторых случаях (когда есть риск долгого безветрия) установка может комплектоваться и бензиновым или дизельным генератором малой мощности в качестве резервного источника тока.
Срок окупаемости ветроустановки индивидуального пользования составит от 5 до 10 лет [9, 10]. Дополнительным стимулом к покупке системы автономного энергоснабжения для частного жилья может стать то, что ее монтаж подпадает под определение «реконструкция и модернизация инженерных систем жилого дома». В соответствии с действующим законодательством денежные средства, потраченные гражданами на эти цели, не подлежат обложению подоходным налогом.
Для массового распространения ветроустано-вок малой мощности необходимо создание сети сервисных предприятий, обеспечивающих монтаж и обслуживание таких систем. Надо отметить, что это может быть новой нишей для малого бизнеса, поскольку создание таких предприятий не требует значительных капиталовложений. Целесообразно привлечение к работе в регионе максимально возможного количества дистрибьюторов и дилеров производителей ветроэнергетического оборудования и его компонентов. Следует отметить, что первые предприятия, специализирующиеся на продвижении возобновляемых источников энергии и сопутствующего оборудования, уже появились на территории региона. Однако для развития регионального рынка возобновляемых источников энергии желателен приход на него новых участников. По состоянию на 2012 г. цены на рынке региона превышают цены поставщиков из Центрального федерального округа в среднем на 40-50 %.
Таким образом, можно сделать следующие выводы:
1) малые гидроэлектростанции и ветроэлект-ростанции являются отработанным в технологическом плане и доступным источником возобновляемой энергии;
2) в настоящее время возможно создание на территории Алтайского края и Республики Алтай достаточно больших комплексов гидроэлектростанций малой мощности и ветроэнергопарков, способных вносить весомый вклад в структуру энергообеспечения региона;
3) на рынке присутствует значительное количество производителей оборудования для данных типов электростанций, в том числе и отечественных предприятий, что позволяет реализовывать на практике проекты по индивидуальному энергообеспечению без каких-либо технических сложностей;
4) приоритетным направлением развития малых гидроэлектростанций применительно к нуждам АПК Алтайского края и Республики Алтай является создание комплекса из 26 малых гидроэлектростанций на реках Чарыш, Ануй и Песчаная. Его суммарная установленная мощность - 404 МВт при годовом объеме выработки 1 540 млн кВт-ч электроэнергии в год. Важным является и строительство трех вет-роэнергопарков на территориях Славгородского, Кулундинского и Немецкого национального районов Алтайского края мощностью 40-50 МВт каждый;
5) малые гидроэлектростанции - приоритетное направление развития энергоснабжения на основе возобновляемых источников энергии сельхозпроизводителей в предгорных районах Алтайского края;
6) для повсеместного развития возобновляемой энергетики в Алтайском крае и Республике Алтай следует:
- развивать инжиниринговую инфраструктуру, специализирующуюся на монтаже и сервисном обслуживании ветроэнергетических установок;
- создать в крае дилерскую сеть производителей энергетического оборудования с возможной локализацией производства некоторых компонентов на базе машиностроительных и металлообрабатывающих предприятий края.
Список литературы
1. Котилко В. В. Экономические интересы и риски в сфере научно-технического сотрудничества России со странами СНГ (концепции модернизации). М.: Креативная экономика. 2012.
2. Котилко В. В. Риски, угрозы и кризисы на пространстве СНГ. Германия: Lambert Academic Publishing. 2011.
3. Малая гидроэнергетика / под ред. Л. П. Михайлова. М.: Энергоатомиздат. 1989.
4. Малик Л. К. Малая гидроэнергетика России: вчера и сегодня // Энергия: техника, экономика, экология. 1993. № 4.
5. О развитии современной инфраструктуры жилищно-коммунального комплекса: доклад на заседании Президиума Государственного совета Российской Федерации при Президенте Российской Федерации от 27.07.2010. М. 2010.
6. Региональный энергетический комплекс: особенности формирования, методы исследования / под ред. В. П. Подоклепова, А. А. Манова. Л.: Наука. 1988.
7. Рензо Д. Ветроэнергетика: пер. с англ. М.: Энер-гоатомиздат. 1982.
8. Савельев В. А. Современные проблемы и будущее гидроэнергетики Сибири. Новосибирск: Наука. 2000.
9. Фарков А. Г. Агломерационный подход: возможности мультипликативного развития аграрных регионов. Германия: Lambert Academic Publishing. 2012.
10. Фарков А. Г. Аграрные регионы: проблемы и приоритеты инфраструктурного развития. Германия: Lambert Academic Publishing. 2012.
11. URL: http://www. gidroenergoprom.ru.
