ПРОЕКТ
«Применение технологии
Блокчейн в сфере альтернативной
электроэнергетики в Арктике»
(при реализации проекта используются средства
поддержки, выделенные АНО «Экспертный Центр ПОРА»)
Руководитель проекта:
Юшкова Елена Евгеньевна
Соисполнитель:
Малицкая Екатерина Александровна
Москва
2018 год
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение………………………………………………………………………………
4
2. Глобальные тенденции развития электроэнергетики в Арктических
государствах………………………………………………………………………….. 5
2.1. Общая ситуация на рынке ВИЭ1……………………………………………… 5
2.2. Международная практика развития альтернативной электроэнергетики
в Арктике………………………………………………………………………… 6
2.2.1. Канада……………………………………………………………………… 7
2.2.2. Аляска……………………………………………………………………… 8
2.2.3. Дания………………………………………………………………………
9
2.2.4. Финляндия………………………………………………………………
11
2.2.5. Норвегия…………………………………………………………………
11
2.2.6. Швеция…………………………………………………………………… 13
2.3. Источники финансирования проектов ВИЭ в арктических странах и
основные участники рынка…………………………………………………
13
2.4. Стимулирование реализации проектов ВИЭ в мире……………………
17
3. Текущее состояние сферы электроэнергетики в арктических регионах
России………………………………………………………………………………… 20
4. Электроэнергетика отдельных арктических регионов………………………
23
4.1. Мурманская область…………………………………………………………
23
4.2. Архангельская область………………………………………………………
24
4.3. Ненецкий автономный округ………………………………………………
26
4.4. Республика Коми………………………………………………………………
28
4.5. Ямало-Ненецкий автономный округ………………………………………
28
4.6. Таймырский Долгано-Ненецкий муниципальный район (Красноярский
край)……………………………………………………………………………
29
4.7. Республика Саха (Якутия)……………………………………………………
31
4.8. Чукотский автономный округ………………………………………………
33
5. Баланс производства и потребления электроэнергии в арктических регионах
России………………………………………………………………………………… 35
1
ВИЭ – возобновляемые источники энергии
2
6. Проблемы в сфере электроэнергетики в российской Арктике……………
39
7. Перспективы развития альтернативной электроэнергетики в Арктике…
39
8. Потенциальные потребители……………………………………………………
40
9. Альтернативная энергетика в арктических регионах России………………
42
10. Технические аспекты внедрения возобновляемых источников энергии в
условиях Крайнего Севера………………………………………………………
55
11. Применение технологии Блокчейн в альтернативной электроэнергетике
56
12. Кибербезопасность электростанций и Блокчейн……………………………
59
13. Выводы………………………………………………………………………………… 64
14. Список используемой литературы………………………………………………
68
3
ВВЕДЕНИЕ
Развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – глобальный тренд,
обусловленный экономическими, социальными и экологическими причинами,
в том числе проблемой изменения климата и снижения выбросов парниковых
газов. Не является исключением и Российская Арктика, причем в этом регионе
проблемы стоят острее, чем в основной части страны. В выступлениях
официальных лиц, представителей бизнеса, коренных народов и экологических
организаций не раз говорилось, что ВИЭ объективно должны быть приоритетом
именно в арктической зоне. Стоимость производства энергии в изолированных
населенных пунктах очень высока, а доставка туда топлива сопряжена со
значительными трудностями.
Безусловно, в Российской Арктике есть свои сложности с точки зрения
развития альтернативной энергетики. Для большей части этого региона
характерны очень суровые климатические условия с резкими штормовыми
ветрами и температурами до минус 50°С. При этом во всех арктических регионах
есть «большая» энергетика – местные или подключенные к единой
энергосистеме страны сети с крупными электростанциями. Они обслуживают
относительно небольшую территорию, но при этом обеспечивают
электроэнергией и теплом большую часть населения АЗРФ, поскольку
российская Арктика – это регион с высокой степенью урбанизации. При доле
населения арктических регионов менее 2% от всей России, их суммарное
потребление электроэнергии составляет 3,6% [9].
Энергоемкость экономики арктических территорий (отношение
потребленной электроэнергии к валовому региональному продукту) ниже
среднероссийского уровня: 0,028 против 0,032 кВтчас/руб. Однако потребление
первичных энергоресурсов в арктических регионах на единицу валового
регионального продукта выше, чем в среднем по стране. Это связано с
неэффективностью энергетической системы, а также с тем, что потери при
передаче электроэнергии до конечного потребителя достаточно высоки. Так,
уровень потерь электроэнергии в арктических регионах составляет 14% (при
этом среднее значение данного показателя по стране - 10%). Серьезной
проблемой является изношенность энергетической инфраструктуры: средний
износ основного генерирующего оборудования превышает 60%.
Отдельной проблемой является так называемый «северный завоз» –
организация поставки грузов, в основном топлива, в районы Крайнего Севера,
Сибири и Дальнего Востока. В рамках «завоза» ежегодно поставляется до 6–8 млн
т горюче-смазочных материалов и до 20–25 млн т угля. Для субсидирования
доставки топлива в арктические регионы России из федерального и
региональных бюджетов ежегодно выделяются огромные средства. При этом
доля транспортных расходов в итоговой стоимости топлива достигает 70%. Цена
на дизельное топливо для труднодоступных районов доходит до 30–35 тыс. руб.
за тонну, что в 2-3 раза превышает мировую цену на данный товар.
Во многие поселки грузы доставляются только по зимним дорогам,
эксплуатация которых становится все сложнее из-за изменений климата. Одним
из способов снижения затрат на доставку топлива в удаленные районы и
4
повышения надежности их энергоснабжения является использование местных
энергоресурсов – ветра, солнца, энергии малых рек.
Арктические регионы России имеют значительный потенциал для
развития ВИЭ. В частности, на этих территориях перспективно развивать
ветроэнергетику, поскольку средняя скорость ветра составляет 6–7 м/с.
Имеются также благоприятные условия для солнечной энергетики: в
среднем ежедневное поступление солнечной энергии в Арктике составляет от 2
до 5 кВтч/кв.м. Для сравнения: в южных районах Германии величина этого
фактора приблизительно равна 3,4 кВтч/кв.м. В некоторых районах, например,
в Якутии, в летний период поступление солнечной энергии может достигать 6–
8 кВтч/кв.м, что соизмеримо с величиной данного показателя в южных районах
России [1].
На Чукотке есть условия для геотермальной энергетики, а в
Архангельской области перспективно развивать биоэнергетику на основе
использования древесных отходов и низкосортной древесины. В более
отдаленной перспективе интерес может представлять развитие приливной
энергетики в прибрежных районах Арктической зоны.
ГЛОБАЛЬНЫЕ
ТЕНДЕНЦИИ
РАЗВИТИЯ
АЛЬТЕРНАТИВНОЙ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В АРКТИЧЕСКИХ ГОСУДАРСТВАХ
Многие страны, не обладающие достаточными запасами углеводородов,
уже давно стремятся развивать альтернативную электроэнергетику для того,
чтобы снизить свою зависимость от импорта нефти и газа. Кроме того, мировые
запасы традиционных источников энергии в какой-то момент подойдут к концу,
поэтому даже тем государствам, которые сегодня используют собственную
нефть, газ и уголь для выработки энергии, рано или поздно придётся задуматься
о переходе на возобновляемую энергетику.
Общая ситуация на рынке ВИЭ
На сегодняшний день доля альтернативной электроэнергетики
составляет не более 5% от общего объёма мировых мощностей по выработке
электроэнергии [2]. Во многом это связано с тем, что себестоимость производства
электроэнергии с помощью альтернативных источников на сегодняшний день
достаточно высока. Но с развитием технологий этот показатель постепенно
снижается.
В соответствии с прогнозом Международного агентства возобновляемой
энергетики, стоимость 1 кВт электроэнергии, полученного за счет ВИЭ, к 2020
году будет составлять уже примерно $0,05-$0,15. Это ниже текущего показателя
себестоимости электроэнергии на электростанциях, которые работают на угле и
газе.
5
Рисунок 1. Средняя себестоимость производства электроэнергии с использованием
ВИЭ
Источник: Международное агентство возобновляемой энергетики
Ожидается, что к 2040 году доля альтернативной электроэнергетики
вырастет вдвое (с 5% до 10%) [2].
Международная практика развития альтернативной электроэнергетики в Арктике
Одним из наиболее важных событий в области экологической политики
стал 21-й Всемирный климатический саммит (СОР 21), проходивший в Париже
в ноябре-декабре 2015 года. В результате работы СОР 21 подписано итоговое
соглашение, обязывающее все страны предпринимать меры по ограничению
увеличения средней температуры планеты не более, чем на 2Сo по отношению
к средней температуре доиндустриальной эпохи (к 1990 году). Это Соглашение
заменит Киотский протокол, действие которого ограничивается 2020 годом. В
связи с этим многие арктические государства активно проводят политику,
направленную на развитие и поддержание альтернативных источников
энергии.
В докладе Международного энергетического агентства прогнозируется,
что установленная мощность объектов, работающих на основе возобновляемых
источников энергии, вырастет на 920 ГВт за шесть лет (с 2017 года по 2022 год).
При этом 82% прироста придется на солнечную и ветровую энергетику:
мощность солнечных электростанций вырастет на 438 ГВт (73 ГВт в год в
среднем), ветроэлектростанций – на 321 ГВт (53,5 ГВт в год).
Правительства Арктических государств едины во мнении, что
возобновляемые источники в будущем сыграют важную роль в развитии
региона. Альтернативная энергетика поможет снизить экономические риски,
возникающие из-за резкого колебания цен на природный газ и дизельное
6
топливо. Следует отметить, что увеличение доли альтернативной энергии
является государственной стратегией арктических стран.
Использование возобновляемых источников энергии на Севере
подкрепляется необходимостью защиты хрупкой северной экосистемы и
обеспечения устойчивого экономического развития арктических регионов.
1. Энергетическая система Канады
Основным источником производства электроэнергии на севере Канады
является гидрогенерация, которая активно развивалась благодаря федеральным
инвестициям и в привязке к проектам по добыче полезных ископаемых. По
официальным данным, в Юконе на долю гидрогенерации приходится почти
67%, или 76 МВт, установленной электрической мощности, а на СевероЗападных территориях – порядка 30%, или 54 МВт. В основном это небольшие
ГЭС, построенные в середине XX века. Самой крупной из них является ГЭС
города Уайтхорс (Юкон) мощностью 40 МВт. Большинство населенных пунктов,
снабжаемых от ГЭС, сохраняют дизельные установки в качестве резервных
источников энергоснабжения.
По оценке экспертов, основными препятствиями для дальнейшего
развития гидроэнергетики на севере Канады являются высокая стоимость
строительства, нехватка капитала и гарантированных потребителей, а также
угроза нанесения ущерба окружающей среде. Несмотря на это, канадцы в целом
оптимистично оценивают будущее развития ГЭС на Севере. Предполагается,
что в данном регионе в среднесрочной перспективе будет построено ещё 11,5
тыс. МВт мощностей гидростанций. Данный прирост произойдёт, скорее всего,
за счет ввода в эксплуатацию мини-ГЭС мощностью менее 1 МВт.
Другим перспективным направлением представляется использование
солнечной энергии. Канадский опыт показывает, что на Севере наиболее
успешно работают гибридные системы, состоящие из фотоэлектрических
панелей с аккумуляторами и небольших газовых или дизельных генераторов.
Таким образом, солнечные батареи позволяют сократить количество
потребляемого обычными генераторами топлива. Основным ограничением для
применения данной технологии на Севере является ее сезонность. Зимой, в
условиях полярной ночи солнечная энергия практически недоступна.
До недавнего времени более широкому распространению солнечных батарей
мешала также их высокая стоимость строительства по сравнению с дизельными
установками. С развитием технологии снизились и мировые цены на солнечные
панели, поэтому появился потенциал развития в данной сфере.
Кроме производства электричества, солнечная энергия используется
летом для производства тепла и горячей воды. С 2002 года в поселке РэнкинИнлет (Нунавут) при помощи технологии SolarWall (солнечная стена) энергия
солнца используется для обогрева здания местной школы. Площадь стены,
которая находится на южной стороне школьного спортивного зала, составляет
66 кв. м. Технология позволяет нагревать входящий воздух на 17–30 °С в
зависимости от погодных условий. Канадские эксперты подсчитали, что
установка систем солнечного нагрева воды во всех 40 тыс. домохозяйств севера
7
Канады позволит экономить 80 тыс. МВт/ч тепла в год, получаемых от обычных
источников энергии.
Проекты ветровых электростанций являются очень затратными. По
оценке федерального Министерства по делам коренных народов и развитию
севера Канады, средняя стоимость энергии, производимой при помощи ветра,
выше, чем стоимость энергии от традиционного топлива, которая составляет
$0,05-$0,15 за кВт/ч. Однако в отдаленных районах стоимость электричества от
дизельных станций может достигать $0,70 за кВт/ч, что делает использование
ветровых электростанций на этих территориях экономически оправданным.
Значительное преимущество ветряных турбин заключается в их
экологичности. Основной трудностью остается неприспособленность
большинства производимых установок к работе в северных условиях. Кроме
того, необходимо учитывать необходимость специального обслуживания этого
оборудования.
2. Энергетическая система Аляски
Самый северный штат США, Аляска, находится в сходных с северной
Канадой климатических условиях, поэтому его энергетика во многом похожа на
энергосистемы канадских соседей. За исключением городов, подключенных к
региональной энергосистеме «Рейлбелт», проходящей вдоль железной дороги,
большинство населенных пунктов Аляски изолированы от крупных
электросетей. Удаленные поселения, как и на севере Канады, используют
дизельные генераторы. Зимой топливо хранится в цистернах или в крайнем
случае доставляется авиатранспортом.
Статистика 2013 года свидетельствует, что больше всего электроэнергии –
303 ГВт/ч - вырабатывается на Аляске с использованием природного газа. На
долю гидроэнергетики приходится 102 ГВт/ч, за ней следуют мазут и уголь –
примерно по 50 ГВт/ч. Замыкают список возобновляемые источники (помимо
ГЭС), которые дают 8 ГВт/ч электроэнергии.
В штате приняты законы, согласно которым к 2025 году 50%
электроэнергии Аляски должно вырабатываться на базе возобновляемых
источников. В течение 10 лет за счет мероприятий по энергосбережению
планируется сократить потребление электроэнергии на душу населения на 15%.
Также в 2008 году штат создал специальный фонд, который выделяет $50 млн в
год на поддержку возобновляемой энергетики. Приоритет отдается проектам в
районах с самой высокой стоимостью электричества и тепла.
Интересной особенностью возобновляемой энергетики Аляски является
успешный, хотя и ограниченный опыт использования геотермальных
источников. Алеутские острова и побережье Аляски входят в так называемое
Тихоокеанское огненное кольцо, где расположено большинство действующих
на Земле вулканов. Исследования подтвердили, что на территории штата
находится несколько высокотемпературных гидротермальных систем, которые
могут послужить нуждам энергетики. Сейчас с помощью геотермальных
источников один из курортов не только привлекает туристов, но и обеспечивает
8
отопление и энергоснабжение своих зданий. В разных городах также
установлены несколько десятков геотермальных тепловых насосов, которые
применяются для обогрева зданий.
Для отопления на Аляске используют не только тепло земли, но и
биомассу – дерево, отходы рыбной и деревообрабатывающей промышленности,
городские отходы. В последние годы из-за высоких цен на нефть использование
дерева стало в США рентабельным не только для обогрева отдельных
домохозяйств, но и социальных проектов. В 2010 году котел, работающий на
щепе, был установлен в школе города Ток, что позволило экономить 65 тонн
мазута в год. Сейчас более 40 населенных пунктов Аляски рассматривают
проекты установки котлов на древесине. Открылся первый крупный завод по
производству биодизеля из отработанного растительного масла местных
ресторанов. Он может выпускать до 1 тыс. тонн топлива в год. Любопытный
проект реализован несколько лет назад неподалеку от города Фэрбанкс. Местная
энергетическая компания построила электростанцию мощностью 500 кВт,
которая сжигает бумажные пелеты и картон. Ее тепловая энергия используется
для обогрева теплиц, где выращивают овощи для продажи на местном рынке.
Использование солнечных батарей в коммунальной энергетике на Аляске
пока считают нерентабельным в связи с небольшим количеством солнечных
дней в году. Тем не менее, в регионе реализуется ряд пилотных проектов, в
которых солнечная энергия используется для подогрева воды - в городах Ном,
Коцебу и МакКинли Вилледж.
При этом ветроэнергетика получила на Аляске широкое распространение
и занимает сегодня второе место в списке возобновляемых источников энергии
после гидрогенерации. Общая установленная мощность ветряков штата
достигла в 2017 году 62 МВт.
По природным условиям для ветроэнергетики больше всего подходит
западное побережье Аляски. В 2009 году в городе Кадьяк были установлены
первые в штате турбины мощностью 1,5 МВт. Сейчас они обеспечивают до 9%
потребностей этого города в электроэнергии. Тогда же ветропарк из 18 турбин
появился в городе Ном.
Самым крупным проектом по развитию ветроэнергетики на Аляске стало
строительство парка из 11 турбин общей мощностью почти 17,6 МВт в районе
города Анкоридж (Fire Island). Ветропарк подключен к региональной
энергосистеме «Рейлбелт». Энергия ветра позволяет ежегодно экономить 500
млн куб. м природного газа; ее достаточно, чтобы обеспечить электричеством
около 6 тыс. домов столицы штата.
3. Энергетическая система Дании
Дания является мировым лидером по установленной мощности
ветрогенераторов на душу населения. В 2013 году ветроэнергетика обеспечила
производство 33% электроэнергии Дании.
9
В мировом рейтинге производства энергии ветра Дания находится на 10ом месте. В 2014 году установленная мощность ветроэлектростанций в этой
стране составила 4 855 МВт.
Рисунок 2. Установленные мощности ветрогенераторов в Дании (МВт)
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Источник: Глобальный совет по ветровой энергетике
Дания начала развитие своей ветровой энергетики в 1970-х годах XX века
из-за роста цен на нефть. Первая промышленная ветровая турбина была
установлена в этой стране в 1976 году. В конце 1980-х годов интерес к
альтернативной электроэнергетике в Дании продолжил расти, поскольку
правительство приняло решение сократить к 2005 году выбросы СО2 на 22% по
сравнению с 1988 годом.
После катастрофы на Чернобыльской АЭС, в 1988 году правительство
Дании приняло решение о запрете атомных электростанций, что стало ещё
одним фактором в пользу развития альтернативной электроэнергетики.
Благодаря такой государственной политике, к январю 2007 года в Дании число
работающих ветрогенераторов превысило цифру 5 000 штук, а их суммарная
установленная мощность составила 3 136 МВт.
Почти 70% датской энергетики – это системы централизованного
теплоснабжения, в которые входят как крупные ТЭЦ, работающие на газе или
на угле, так и мини-ТЭЦ, использующие для производства энергии биотопливо
и прочие отходы. К централизованной энергосистеме Дании относятся также
резервные котельные, часть которых работает на угле и газе, а часть – на
дизельном топливе.
Остальные 30% энергетической мощности Дании – это сектор
децентрализованного теплоснабжения. В него входят системы отопления на газе
для отдельных домохозяйств, а также небольшие установки, работающие на
биомассе (в основном, на древесных отходах).
Энергосистема
факторами:
Дании
характеризуется
следующими
важными
1) 80% тепловой энергии, направляемой на отопление зданий и
сооружений, вырабатывается крупными и малыми ТЭЦ;
2) 60% всех датских потребителей подключено к отопительным
системам централизованного теплоснабжения;
10
3) 40% всей производимой энергии – это электростанции, работающие
на возобновляемых источниках энергии, к которым относится, в
первую очередь, биотопливо и ветер.
Система теплоснабжения Дании продолжает развиваться в соответствии с
Энергетическим планом на 2001-2030 гг. Этот план ориентирован не только на
обеспечение эффективного развития общества и на укрепление энергетической
безопасности, но помимо этого нацелен также на энерго- и ресурсосбережение,
минимизацию затрат на строительство и эксплуатацию энергообъектов, а также
на уменьшение негативного воздействия на окружающую среду.
К 2030 году Дания планирует полностью отказаться от использования угля
и нефти при производстве тепловой и электрической энергии. Ожидается, что к
этому моменту энергосистема страны полностью перейдёт на возобновляемые
энергоресурсы и природный газ. При этом доля природного газа в
энергетическом балансе страны не превысит 45%.
4. Энергетическая система Финляндии
Государственная политика Финляндии направлена на приоритетное
развитие отрасли альтернативной электроэнергетики. В соответствии с
законодательством, предприятия и муниципалитеты получают существенные
налоговые льготы в случае использования возобновляемых источников энергии.
В результате в последние 5 лет в Финляндии наблюдается рост мощностей
электростанций, относящихся к альтернативной электроэнергетике. Особенно
быстро Финляндия наращивает мощности ветроэлектростанций (см. Рисунок 3).
Рисунок 3. Установленные мощности ветрогенераторов в Финляндии (МВт)
2000
1500
1000
500
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Источник: Глобальный совет по ветровой энергетике
Финляндия активно развивает и поддерживает инновационные
технологии в рамках территориальных кластеров, в том числе в части
альтернативной электроэнергетики. Финская энергетическая отрасль является
мировым лидером в сфере использования биомассы для производства энергии.
Для комбинированной выработки тепла и электроэнергии активно
используются отходы лесной промышленности Финляндии.
5. Энергетическая система Норвегии
До недавнего времени Норвегия справедливо считалась классической
страной гидроэнергетики. Практически всю вырабатываемую в стране
11
электроэнергию (81 млрд. кВт ч в год) дают ГЭС. Общая установленная
мощность норвежских гидроэлектростанций составляет более 17 тыс. МВт.
Гидроресурсы в стране очень равномерно рассредоточены. В Норвегии
много озер и водохранилищ, расположенных на высоких плоскогорьях, а также
водопадов, поэтому нет необходимости сооружать дорогостоящие плотины.
Благодаря этому стоимость производства электроэнергии на гидростанциях
Норвегии значительно дешевле, чем в других европейских странах. Почти все
крупные электростанции соединены линиями электропередачи в единую
энергосистему.
В настоящее время в Норвегии большое внимание уделяется развитию
альтернативной электроэнергетики (ветровые электростанции, использование
биомассы, энергия приливов и отливов и т.п.). Около 60% энергии, используемой
промышленными предприятиями Норвегии (за исключением нефтегазовой
промышленности), производится из возобновляемых источников энергии.
Основным источником возобновляемой энергии Норвегии является
энергия ветра. По данным Международного агентства возобновляемой
энергетики, объем установленной мощности ветростанций Норвегии составляет
883 МВт. Постепенный рост установленной мощности ветрогенераторов в
Норвегии продемонстрирован на Рисунке 4.
Рисунок 4. Установленные мощности ветрогенераторов в Норвегии (МВт)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Источник: Глобальный совет по ветровой энергетике
В 2016 году начались строительные работы ветроэлектростанции Fosen,
расположенной в центральной части Норвегии на полуострове Фосен, а также
на островах Hitra и Snillfjord, которые характеризуются лучшими ветровыми
условиями в стране. Ветроэлектростанция Fosen состоит из шести береговых
площадок общей мощностью более 1 ГВт и станет крупнейшей ветростанцией в
Европе. Проект планируется завершить к 2020 году.
Также в 2016 году были начаты три небольших проекта: Egersund - 112
МВт; Tellenes - 160 МВт; и Raskiftet - 112 МВт. В целом к 2020 году в Норвегии
планируется ввести в эксплуатацию новые установленные мощности
ветрогенерации общим объёмом 1 460 МВт.
12
В Норвегии также функционируют электростанции, использующие
термальные источники. Например, электростанции, работающие на бытовом
мусоре.
6. Энергетическая система Швеции
Общая доля возобновляемой энергии в экономике Швеции стремительно
растёт. Швеция имеет наиболее высокую долю возобновляемой энергии по
отношению к объёму конечного потребления энергии во всем Евросоюзе. На
сегодняшний день 48% электроэнергии Швеции вырабатывается с помощью
альтернативных источников энергии.
На данный момент разрабатываются проекты по увеличению доли
ветроэнергетики в производстве электроэнергии в Швеции.
Источники финансирования проектов ВИЭ в арктических странах и основные
участники рынка
«Зеленое» финансирование - это сквозная тема в финансовом секторе,
которая быстро развивается благодаря взаимодействию между крупными и
муниципальными
генерирующими
компаниями,
производителями
оригинального оборудования, инфраструктурными и частными фондами,
пенсионными фондами, страховыми компаниями, а также широким кругом
национальных и международных организаций, участвующих в интеграции
«зеленого» финансирования в международные финансовые рынки.
Средняя доходность проектов в области ВИЭ, по данным Международной
финансовой корпорации (IFC), составляет 27%. Объёмы финансирования
различных видов электроэнергетики представлены на Рисунке 5.
Рисунок 5. Объемы инвестиций в энергетику, млрд долл. США
Источник: Bloomberg, Программа ООН по окружающей среде
В настоящее время ведущим инструментом мобилизации капитала для
устойчивой инфраструктуры стали «зеленые» облигации, выпускаемые для
финансирования проектов экологической направленности. Рынок «зеленых»
облигаций был запущен около 10 лет назад и за последние несколько лет
13
значительно вырос (с $87,7 млрд. в 2016 году до $155,5 млрд. в 2017 году).
Ожидается, что по итогам 2018 годам рынок «зеленых» облигаций превысит $250
млрд. Такое резкое увеличение обусловлено растущей активностью Китая в
данной сфере.
По данным международной климатической организации Climate Initiative
Bond по объемам выпущенных “зеленых” облигаций лидирует Швеция (см.
Рисунок 6). При этом наибольший прирост по объемам инвестиций в «зеленые»
облигации за 2017 год показала Дания.
Рисунок 6. Динамика роста рынка «зеленых» облигаций в северных странах
Источник: Международная некоммерческая организация Climate Bond Initiative (CBI)
В странах Северной Европы, США и Канаде альтернативная
электроэнергетика является основным сектором экономики, в который
инвестируются средства, полученные от размещения «зелёных» облигаций: на
проекты ВИЭ приходится около 30% от общего объёма финансирования,
полученного указанным способом.
Рисунок 7. Рынок «зеленых» облигаций северных стран
Источник: Международная некоммерческая организация Climate Bond Initiative (CBI)
14
В ноябре 2017 года была опубликована информация о том, что датские
пенсионные фонды PFA и PKA совместно с консорциумом институциональных
инвесторов инвестируют 2 млрд. фунтов стерлингов (2,3 млрд. евро) в
крупнейшую в мире морскую ветроэлектростанцию Walney Extension в
Великобритании. А в феврале 2018 года стало известно, что фонд Global
Infrastructure Partners III, под управлением американской инфраструктурной
инвестиционной компании Global Infrastructure Partners, приобрел
энергетическую платформу в США. Сумма сделки составила $1,38 млрд.
Основными участниками в проектах альтернативной энергетики
являются государственные финансовые организации и банки развития.
Государственные
финансовые
организации
(ГФО)
обеспечивают
финансирование для различных целей в сфере государственной политики,
ликвидируют последствия сбоев на рынке, покрывают нестандартные
финансовые риски и предоставляют испытательный полигон для новых
финансовых услуг.
Действуя за пределами государственных балансовых отчетов, ГФО, как
правило, могут получить доступ к финансированию по ценам ниже рыночных,
а также получить долгосрочное финансирование. Это могут быть
государственные или частные инвестиции, а также международные рынки
капитала. Пенсионные фонды скандинавских стран тоже активно инвестируют
средства в альтернативную электроэнергетику.
Схемы осуществления прямых инвестиций пенсионных фондов могут
быть различными. Это могут быть совместные инвестиции, когда фонды из
одной страны приобретают долю в компании из этой же страны. Например, два
датских пенсионных фонда – Дополнительный трудовой пенсионный фонд
(Arbejdsmarkedets Tillaegspension, ATP) и ПиЭфЭй Пенсион (PFA Pension) приобрели долю в DONG Energy – самой крупной энергетической компании
Дании, занимающейся разработкой нефтегазовых проектов, а также проектов
прибрежной ветряной энергетики и биоэнергетики.
Бывает и так, что фонды разных стран приобретают актив,
расположенный в третьей стране. Например, нидерландский пенсионный фонд
ABP совместно с датским пенсионным фондом ATP приобрели ветровую
электростанцию Аскейлен, расположенную в центральной части Швеции.
Шведские пенсионные фонды ЭйПи-Фонден 1 (Foersta AP-Fonden, AP1),
ЭйПи-Фонден 3 (Tredje AP-Fonden, AP3) и Фолксам (Folksam) - партнеры
канадского пенсионного фонда OMERS - приобрели шведскую компанию
Ellevio, которая работает в сфере распределения электроэнергии и представлена
в 35 муниципалитетах страны.
Основными участниками рынка «зеленых» облигаций являются закрытые
инвестиционные фонды – новая категория инвесторов, вышедшая на рынок
ВИЭ. Появление закрытых инвестиционных фондов было вызвано высоким
уровнем спроса на более ликвидные инвестиционные инструменты в этом
секторе, которые дают инвесторам быстрый возврат средств и хорошие
дивиденды. Такими инвестициями являются, например, вложения средств в
15
строительство солнечных и ветровых электростанций, поскольку инвесторы
получают высокий доход от продажи электроэнергии.
На национальном и субнациональном уровнях для преодоления
финансовых барьеров и привлечения частного капитала был создан ряд
государственных зеленых банков. «Зеленые» банки весьма гибки в
предоставлении финансовых инструментов и имеют возможность определять
конкретные барьеры в своей области деятельности и соответственно
корректировать свои инструменты.
Основными инвесторами проектов ВИЭ в скандинавских странах
являются многосторонний Северный инвестиционный Банк и Норвежский
Kommunalbanken (KBN Kommunalbanken).
В мировой практике инфраструктурные проекты в сфере ВИЭ
реализуются также на основе государственно-частного партнерства (см. Рисунок
8)
Рисунок 8. Оценка финансирования проектов ВИЭ в мире на механизмах ГЧП, млрд
долл. США
Источник: Международное агентство возобновляемых источников энергии
В арктических странах заключаемые «зеленые» концессионные
соглашения субсидируются государством на особых условиях. Например, в
Швеции и Норвегии выделены «зеленые» области поддержки участников рынка
ВИЭ с устоявшейся системой энергосбыта и прозрачной схемой взаимодействия.
В скандинавских странах развиваются инновационные территориальные
кластеры высоких технологий ВИЭ (например, Innovation Norway) по модели
triple helix эффективного взаимодействия бизнеса, государства и
образовательных институтов. При этом государственное фондирование и
16
стандартные формы контрактов ГЧП определяют его финансовую устойчивость
и высокую инвестиционную привлекательность для бизнеса.
Кроме того, в скандинавских странах разработаны справочники по лучшим
реализованным проектам, а также пошаговое руководство о возможностях
поддержки государством бизнеса, муниципалитетов и стейкхолдеров рынка
ВИЭ в Арктике.
Стимулирование реализации проектов ВИЭ в мире
Арктические государства оказывают существенную поддержку проектам
ВИЭ с помощью различных регуляторных механизмов, предоставляя гранты,
субсидии, льготные займы, внедряя стимулирующие «зеленые» тарифы (см.
Рисунок 9).
Рисунок 9. Механизмы стимулирующей политики в области альтернативной
электроэнергетики
99
100
83
90
73
80
70
62
58
60
50
40
2005
45
50
2010
36
29
31
29
23
30
17
20
2016
16
8
10
0
капитальные
субсидии
льготные
тарифы/"зеленые"
тарифы
государственные
инвестиции
аукционы
зеленый сертификат
Источник: Международное агентство возобновляемых источников энергии (IRENA)
Объём государственных инвестиций, займов и грантов (преимущественно
на исследования и развитие проектов альтернативной электроэнергетики)
постоянно увеличивается. Количество стран, где проводится политика в области
поддержки проектов по использованию возобновляемых источников энергии,
увеличилось в период с 2005 по 2016 год с 17 до 100.
Основными инструментами поддержки ВИЭ в электроэнергетике
являются следующие механизмы:
1) Установление льготной цены покупки электроэнергии, выработанной с
использованием FIT (feed-in-tariff) и FIP (feed-in-premium).
FIT (feed-in-tariff) и FIP (feed-in-premium) - наиболее распространенные
механизмы стимулирования развития ВИЭ.
FIT (feed-in-tariff) подразумевает установление фиксированного тарифа.
Как правило, этот механизм используется для малых объектов генерации
17
на ВИЭ.
При использовании FIP (feed-in-premium) льготный тариф зависит от
рыночных цен на электроэнергию. Такой метод установления тарифа
чаще всего применяется в случае крупных объектов генерации на ВИЭ.
В обоих случаях установление льготной цены относится к компетенции
государства. Тариф может устанавливаться как нормативно на
определенном уровне, так и по результатам конкурсных процедур.
Работает данный механизм следующим образом: электроэнергия,
произведенная
с
помощью
ВИЭ,
покупается
рынком
или
инфраструктурными организациями в приоритетном порядке и в
полном объеме. Цена этой энергии гораздо выше средней рыночной цены
электроэнергии, производимой традиционными источниками, а
появляющаяся при этом финансовая нагрузка распределяется среди
конечных потребителей путем введения дополнительных налогов и
сборов.
2) Торговля зелеными сертификатами, основанная на квотировании
потребления электроэнергии, вырабатываемой с использованием ВИЭ.
Система квотирования и торговля сертификатами представляет собой не
менее эффективную меру поддержки ВИЭ.
Зеленый сертификат - это документ, подтверждающий
электроэнергии, произведенной с использованием ВИЭ.
объем
Классическая схема использования зеленых сертификатов представляет
собой такую систему квотирования, когда участники рынка принимают
на себя официальные обязательства в области производства, передачи
или потребления энергии, генерируемой проектами ВИЭ.
Правила торговли зелеными сертификатами с января 2012 года в
Норвегии и Швеции едины. За период до 2020 года две страны стремятся
увеличить производство электроэнергии за счет возобновляемых
источников энергии на 28,4 КВт. При этом производитель ВИЭ может
получить сертификат на возобновляемую электроэнергию на 15 лет в
любой стране. Сертификаты торгуются на открытом рынке и
приобретаются потребителями - за исключением отдельных отраслей
промышленности.
Механизмы
поддержки
альтернативной
электроэнергетики,
используемые в европейских странах, представлены на Рисунке 10.
18
Рисунок 10. Меры поддержки ВИЭ в электроэнергетике по странам (заштрихованная
окраска отражает комбинацию государственных мер поддержки)
Также применяются инструменты управления рисками, которые
направлены на то, чтобы эффективно стимулировать частные инвестиции, при
этом одновременно снижая государственные капитальные затраты.
Cтруктурированные финансовые механизмы и инструменты позволяют
привлечь больше инвесторов к проектам ВИЭ.
В Таблице 1 показаны основные меры и финансовые инструменты
государственной поддержки, которые используются для привлечения частных
инвестиций в проекты ВИЭ.
Таблица 1. Основные меры и финансовые инструменты государственной поддержки,
которые используются для привлечения частных инвестиций в проекты ВИЭ
Политика и инструменты
Инструменты
управления
финансовыми рисками
Гарантии
Стандартизация
Инструменты
валютного
хеджирования
Агрегирование
Секьюритизация
«Зеленые» облигации
Финансовая политика
и регуляторные меры
Инструменты
проектного
сопровождения
Кредитное
сопровождение
Поддержка
ликвидности
Структурированные
финансовые механизмы и
инструменты
19
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ СФЕРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В АРКТИЧЕСКИХ
РЕГИОНАХ РОССИИ
Территория Арктической зоны Российской Федерации равна 4386,6 тыс.
кв. км, что составляет 25,7% общей площади страны. Для АЗРФ характерна
низкая плотность населения при высокой дисперсности расселения жителей. На
большей части территории российской Арктики плотность населения
составляет менее 1 человека на 1 кв. км.
Однако АЗРФ отличается самым высоким уровнем урбанизации: более
80% жителей данной территории проживают в городах и поселках с населением
свыше 5 тыс. человек [3]. В Арктике расположены крупные промышленные
центры – Архангельск, Мурманск, Воркута, Норильск и др. - с населением свыше
100 тыс. человек.
Крупные электростанции в Арктической зоне строятся, в основном, на
промышленно освоенных (или промышленно осваиваемых) территориях. При
этом в качестве источников энергии используется традиционные ресурсы:
углеводороды, гидроэнергия рек, атомная энергия.
Многие российские нефтедобывающие компании, работающие в
арктических регионах, вынуждены строить там собственную электрогенерацию
для собственных нужд, поскольку существующие электростанции расположены
слишком далеко от разрабатываемых месторождений. Так, в связи с освоением
запасов углеводородов полуострова Ямал строятся такие объекты
электроэнергетики, как Новопортовская газотурбинная электростанция (ГТЭС)
в составе шести газотурбинных агрегатов отечественного производства,
мощностью 16 МВт каждый, которая будет обслуживать Новопортовское
нефтегазоконденсатное месторождение, отгрузочный терминал «Ворота
Арктики» и сопутствующие инженерные и социальные объекты. Кроме
выработки почти 100 МВт электроэнергии, строящаяся ГТЭС позволит повысить
коэффициент использования попутного нефтяного газа [4].
Ещё один пример: «Газпромнефть» осуществляет строительство ГТЭС
мощностью 84 МВт для обеспечения нормального освоения Мессояхской группы
месторождений. В марте 2015 г. дочерняя компания «Газпромнефти» - ЗАО
«Ванкорнефть» - присоединила Ванкорский энергетический район к Единой
национальной энергетической системе страны. Для реализации этого проекта
была построена высоковольтная линия электропередачи ВЛ-110кВ «Подстанция
«Мангазея» – Ванкорская ГТЭС». Длина этой линии составила 178 км. Это
позволило получить дополнительных 60 МВт установленной мощности. Ранее
единственным источником электроснабжения Ванкорского района была
Ванкорская газотурбинная электростанция (ГТЭС) с установленной мощностью
200 МВт, работающая на попутном нефтяном газе (ПНГ).
В
некоторых
районах
АЗРФ
существует
централизованное
энергоснабжение. Как правило, к таким районам относятся территории, где есть
промышленные предприятия или крупные населенные пункты.
20
При этом для обширных территорий Арктики характерно наличие
множества малых рассредоточенных потребителей энергии. Энергоснабжение
таких потребителей осуществляется децентрализовано. При этом транспортная
доступность этих поселений, как правило, сильно ограничена, поскольку
периоды морской и речной навигации в рамках «северного завоза»
непродолжительны.
Районы централизованного и децентрализованного энергоснабжения
обозначены на Рисунке 11.
Рисунок 11. Зоны централизованного и нецентрализованного энергоснабжения в России
Источник: https://ru.arctic.ru
В зоне децентрализованного энергоснабжения функционирует
множество малых энергоустановок, большей частью дизельных, имеющих
низкий КПД. Таким образом, тарифы на электроэнергию для потребителей в
этих районах оказываются крайне высокими (см. Рисунок 12).
21
Рисунок 12. Цена (тариф) на электроэнергию для конечных потребителей.
Источник: ФСТ
На дизельной электростанции себестоимость выработки электроэнергии
доходит в отдельных районах до 80-120 рублей за КВт/час. И это при том, что
средняя по России цена электроэнергии для конечного потребителя в зоне
централизованного энергоснабжения составляет 3-4 рубля за КВтч [5].
Ряд
параметров
децентрализованных
систем
арктических регионов России представлены в Таблице 2.
энергоснабжения
Таблица 2. Характеристики энергоснабжения арктических регионов России
Субъект РФ
Количеств
о ДЭС, шт.
Мощност
ь, МВт
Выработка
электроэнерги
и на ДЭС в
регионе, тыс.
кВтч
Объём
Затраты Стоимость
завозимог на завоз, электроэнерг
о топлива, млн.руб.
ии ДЭС,
тыс. тонн
руб./кВтч
Архангельска
я область (без
Ненецкого
автономного
округа)
63
46
64 440
7,6
523,8
до 60
Ненецкий
автономный
округ
36
89
25 000
11,1
560,5
до 32
Республика
Саха
(Якутия)
145
364
325 215
740
31 300
до 36
Мурманская
область
150
3,8
85 000
-
-
до 50
22
Субъект РФ
Количеств
о ДЭС, шт.
Мощност
ь, МВт
Выработка
электроэнерги
и на ДЭС в
регионе, тыс.
кВтч
Объём
Затраты Стоимость
завозимог на завоз, электроэнерг
о топлива, млн.руб.
ии ДЭС,
тыс. тонн
руб./кВтч
Республика
Коми
27
58
19 400
-
-
до 15
Чукотский
автономный
округ
46
83
97 352
144
нет
данных
до 11
Красноярски
й край
70
30
98 806
62
313,1
более 25
ЯмалоНенецкий
автономный
округ
42
185
1 524 335
89
4 100
нет данных
ИТОГО
579
859
2 239 548
-
-
-
Источник: Научно-образовательный центр «Возобновляемые виды энергии и установки
на их основе» Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ОТДЕЛЬНЫХ АРКТИЧЕСКИХ РЕГИОНОВ
Мурманская область
Мурманская область является самым западным арктическим регионом
России, на западе она граничит с Норвегией и Финляндией, а на востоке и севере
омывается Белым и Баренцевым морями, территория – 145 тыс. кв. км.
Централизованным энергоснабжением охвачено около 50% территории
Мурманской области и более 99% её населения [1].
Главными поставщиками электроэнергии являются: Кольская АЭС в
г.Полярные Зори (1760 МВт), Апатитская ТЭЦ, работающая на привозном угле
(230 МВт) и Мурманская ТЭЦ, использующая в качестве топлива мазут (12 МВт).
В централизованной сети Мурманской области работают также 17 станций
четырёх каскадов ГЭС с суммарной установленной мощностью около 1600 МВт.
Кольская АЭС занимает 48% в производстве электроэнергии всей
Мурманской энергосистемы. Ещё 44% электроэнергии энергосистемы
производится на 11 ГЭС, расположенных в Мурманской области.
Из-за невостребованных мощностей Кольской АЭС Мурманская область
является энергоизбыточным регионом. Часть производимой электроэнергии
поставляется в Единую энергосистему России, а также экспортируется в
Финляндию и Норвегию.
«Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.»
[6], утвержденной в 2008 году, предусматривалось в период до 2020 года
строительство Мурманской ТЭЦ-2 и Кольской АЭС-2. Однако реализация
данных проектов была отложена. Согласно «Схеме территориального
23
планирования РФ в области энергетики», утвержденной в 2013 г., строительство
Мурманской ТЭЦ-2 (400 МВт), планируется завершить только к 2025 году [7].
Согласно этому же документу, первый блок Кольской АЭС-2 должен быть
введен к 2025 году, второй блок – к 2030 году (итого 2 блока мощностью по 1150
МВт каждый).
Задержка реализации столь крупных для Мурманской области проектов
объясняется недостатком финансирования и избыточностью Кольской
энергосистемы на настоящий момент. Однако в будущем, после вывода из
эксплуатации блоков первой очереди Кольской АЭС, новые мощности будут
необходимы [4].
В области имеется немало мелких потребителей (населенные пункты,
рыболовецкие и оленеводческие хозяйства, метеорологические станции,
пограничные заставы, маяки), которые не охвачены централизованным
энергоснабжением по причине их удаленности, а также из-за малых объемов
электропотребления. Таких населённых пунктов в Мурманской области не
менее сотни. В них проживает приблизительно 5 тыс. человек, но в некоторых
пунктах зимой людей нет. Там имеются бензиновые или дизельные генераторы,
а также электростанции. Мощность этих источников электроэнергии
варьируется от 8 до 500 кВт. Для теплоснабжения используются котлы, а также
печи на угле или жидком топливе мощностью от 0,02 до 0,5 Гкал/час [1].
Закупка и доставка дизельного топлива финансируется из бюджета
области и требует примерно 40 млн рублей в год. Для доставки топлива
приходится задействовать различные виды транспорта, даже авиацию. В итоге
себестоимость тепловой и электрической энергии в изолированных пунктах в
несколько раз выше, чем у потребителей с централизованным
энергоснабжением. Таким образом, с каждым годом все больше внимания
уделяется энергосбережению и использованию ВИЭ в изолированных пунктах
области.
Однако на фоне проблем большой энергетики Мурманской области и с
учётом того, что в вне сетей проживает менее 1% населения, развитие
автономных ВИЭ не является приоритетом ни правительства, ни энергетиков
региона. Как бы не была сложна в Мурманской области доставка топлива в
удаленные поселки, по сравнению с другими арктическими регионами
ситуация легче, а численность населения там гораздо меньше.
Архангельская область
Архангельская область расположена на севере европейской части России.
В ее состав входит Ненецкий автономный округ, являющийся самостоятельным
субъектом Российской Федерации. Остальная материковая часть области лишь
частично может быть названа арктическим регионом. Она расположена южнее
полярного круга и по природно-климатическим характеристикам в основном
является северным лесным регионом.
В состав области входят крупные арктические острова – Новая Земля и
архипелаг Земля Франца-Иосифа (ЗФИ), где также актуально развитие ВИЭ.
24
Площадь области без НАО составляет 413 тыс. кв. км. Население – 1 130 тыс.
человек, крупнейшие города – Архангельск, Северодвинск, Новодвинск, Котлас.
В городах проживает 78% населения. В области более 160 сельских поселений,
многие из которых не подключены к централизованным электросетям.
Энергосистема входит в объединенную энергосистему Северо-Запада
России и включает в себя два крупных энергоузла – Архангельский и
Котласский.
В Архангельском энергоузле работают Архангельская ТЭЦ (450 МВт); две
ТЭЦ в Северодвинске (600 МВт), ТЭЦ Архангельского ЦБК (200 МВт). В
Котласском узле находятся ТЭЦ компании «Илим» (250 МВт) и газотурбинная
ТЭЦ в г. Вельске (18 МВт). Архангельский узел является энергоизбыточным, а
Котласский – энергодефицитным. Однако из-за недостатка пропускной
способности ЛЭП переток с севера на юг затруднен, поэтому используется
переток электроэнергии из центра страны и из энергосистемы Республики
Коми.
Централизованное теплоснабжение потребителей осуществляется от
указанных выше ТЭЦ, промышленных предприятий, а также от местных
котельных. Общее число местных источников теплоснабжения - более 700 [1].
В малых населенных пунктах центральным теплоснабжением
обеспечены, как правило, только социальные объекты и административные
здания. Индивидуальное теплоснабжение используется в основном в малых
населенных пунктах для отопления жилого фонда, но имеет место также и в
городах и крупных поселках, где исторически сложились районы с
индивидуальной и коллективной малоэтажной жилой застройкой, не
подключенной к централизованному теплоснабжению. Как правило, это одноили двухэтажные деревянные дома с печным отоплением или
индивидуальными котлами.
На газ переведены Архангельская ТЭЦ и ТЭЦ-2 Северодвинска. Почти
полностью газифицирована коммунальная энергетика на юге области.
Наиболее крупными потребителями угля являются ТЭЦ-1 Северодвинска и ТЭЦ
Архангельского ЦБК. В котельных в основном сжигается древесное топливо, его
доля составляет примерно 40%. Используется также газ (28%) и уголь (27%), мазут
и дизельное топливо – 5%.
В зонах децентрализованного электроснабжения Архангельской области
работает более 60 дизельных электростанций (ДЭС) общей установленной
мощностью около 35 МВт. Большая часть ДЭС принадлежит компании
«Архангельская областная энергетическая компания».
Гидроэлектростанции в Архангельской области в настоящее время
отсутствуют. Это связано в первую очередь с тем, что из-за равнинного характера
местности
Архангельская
область
не
располагает
значительным
гидроэнергетическим потенциалом. Однако густая речная сеть области вполне
может быть использована для строительства безнапорных ГЭС малой мощности.
25
Ненецкий автономный округ
Ненецкий автономный округ (НАО) расположен на севере европейской
части Российской Федерации, практически полностью за полярным кругом.
Омывается Белым, Баренцевым, Печорским и Карским морями. Включает
крупные острова Колгуев и Вайгач. Площадь округа – 177 тыс. кв. км. Он входит
в состав Архангельской области, являясь одновременно самостоятельным
субъектом Российской Федерации. В нем проживают 44 тыс. человек, это самый
малонаселенный регион страны, однако в отличие от большинства других
регионов Арктики отток населения в 1990-е гг. был относительно небольшим, а
с начала 2000-х численность населения практически постоянна.
В столице – городе Нарьян-Маре и соседнем пос. Искателей проживает
более 25 тыс. человек (около 60% населения округа). Более 25% жителей НАО
составляют коренные народы – ненцы и коми. Кроме г. Нарьян-Мара и поселка
городского типа Искателей в НАО имеется более 40 сельских поселений и
несколько десятков различных пунктов, обслуживающих добычу нефти и газа.
В НАО имеется узел централизованного энергоснабжения, не
соединенный с единой энергосистемой страны. На принадлежащей
администрации
округа
Нарьян-Марской
электростанции
(НМЭС)
вырабатывается около 80% электроэнергии региона, там работает 5
газотурбинных блоков по 6 МВт (газ поступает от месторождения в 60 км к
северо-востоку от города) и дизельные генераторы мощностью 7 МВт [1]. Также
в состав НМЭС входит дизельная станция в пос. Красное мощностью 1,1 МВт.
НМЭС обеспечивает столицу округа и окружающие населенные пункты только
электроэнергией.
Теплоснабжение
города
Нарьян-Мара
и
поселка
Искателей
осуществляется за счет сети локальных (поквартальных) котельных с местными
теплосетями.
Электроснабжение сельских населенных пунктов осуществляется
примерно 35 дизельными электростанциями (ДЭС) общей установленной
мощностью более 30 МВт.
Теплоснабжение изолированных населенных пунктов осуществляется за
счет муниципальных котельных и котельных местных организаций (детские
сады, школы, библиотеки, больницы и т.д.), а также печей и котлов частных
домов. Эксплуатацию муниципальных ДЭС, котельных и ЛЭП в основном ведет
муниципальное предприятие «Севержилкомсервис».
Завоз топлива (угля, дизельного топлива, дров) осуществляется морским и
речным транспортом в период навигации. Объемы завоза – до 15 тыс. т
дизельного топлива и порядка 25 тыс. т угля. По стоимости примерно две трети
средств на завоз топлива приходится на дизельное топливо. 80% затрат
покрываются за счет федерального бюджета.
Основные проблемы завоза связаны с ограниченными сроками морской и
речной навигации. В Белом и Баренцевом морях навигационный период
26
начинается в июне-июле и заканчивается в сентябре-октябре в зависимости от
погодных условий.
Для доставки топлива по рекам период навигации ещё короче – всего
лишь 1–2 недели в весеннее время. Затем уровень воды в реках падает, и
навигация становится невозможной. От речной доставки зависят даже такие
крупные пункты как Хорей-Вер и Харута, где проживает примерно по 800
человек.
Для ДЭС характерен высокий износ, причем как для генераторов и
другого оборудования, так и для самих зданий станций. Сложности создает
также отсутствие квалифицированного персонала и очень большое
разнообразие марок российских и зарубежных генераторов, что затрудняет
обслуживание и получение запасных частей.
Еще одной проблемой является изношенность ЛЭП, которые требуют
реконструкции. Более чем в 20 поселениях износ сетей от 60 до 100%, а потери в
сетях могут достигать 40% [1].
В пунктах нефте- и газодобычи имеются современные модульные
(контейнерные) министанции мощностью от нескольких до 15–30 МВт, которые
представляют собой дизельные генераторы и газопоршневые установки
(суммарная мощность оценивается как 300–400 МВт). На береговом комплексе
Варандейского месторождения работают установки мощностью 32 МВт, которые
обслуживают нефтяной терминал и всю сопутствующую инфраструктуру.
Однако наличие этих станций помогает в энергообеспечении лишь
нескольких населенных пунктов в центральной и юго-восточной части НАО. К
энергообеспечению основного числа сел их подключение нецелесообразно
ввиду большой удаленности. Кроме того, компании, как правило, гибко
перебрасывают мощности в зависимости от необходимости в энергии и
обеспечивают их высокую загрузку – 70–80% (запас мощности для сторонних
потребителей не предусматривается).
В перспективе в Ненецком автономном округе ожидается расширение
использования местных видов энергоносителей. Использование попутного
нефтяного газа (ПНГ) обусловлено доступностью топлива в районах
размещения добычи. ПНГ может использоваться в населенных пунктах,
находящихся вблизи от нефтепромыслов. Также возможна генерация
электроэнергии непосредственно на месторождениях, от которых будут идти
линии электропередач к населенным пунктам.
Небольшие поселения можно снабжать сжиженным или уплотненным
газом в баллонах, который получается путем переработки попутного газа на
нефтяных месторождениях.
В Ненецком автономном округе рассматривалась возможность создания
объектов малой гидроэнергетики. Но, с учётом суровых климатических условий
Ненецкого автономного округа, эксплуатация малых ГЭС в этом регионе
возможна только в весенне-летний период.
27
Республика Коми
Частью Республики Коми, включенной в АЗРФ, является территория
муниципального образования городского округа «Воркута». Во всех населенных
пунктах
на
территории
муниципального
образования
система
электроснабжения – централизованная [4]. Здесь работают Воркутинская ТЭЦ-1
(25 МВт), Воркутинская ТЭЦ-2 (270 МВт), Центральная водогрейная котельная,
принадлежащие ООО «Воркутинские ТЭЦ», которое является дочерним
обществом ОАО «Волжская ТГК». В эксплуатации находятся также четыре
муниципальные котельные, построенные ещё в 1970-х гг. и имеющие износ 90100%. Перспективы энергетики арктической территории Республики Коми
связаны с модернизацией и реконструкцией энергетических мощностей,
реконструкцией электрических сетей, развитием энергосбережения и
повышением энергетической эффективности. Возможен перевод котельной п.
Сивомаскинский с угля на газ благодаря имеющейся возможности подключения
к магистральному газопроводу [4].
Что касается альтернативной энергетики, то вблизи Воркуты давно уже
работает ветропарк «Заполярный», установленная мощность которого
составляет 2,5 МВт.
Ямало - Ненецкий автономный округ
Ямало - Ненецкий автономный округ (ЯНАО) располагается в северной
части Западно-Сибирской низменности и представляет собой обширную
заболоченную территорию площадью 769 тыс. кв.км с глубоко выдающимися в
Карское море полуостровами Ямал и Гыданский.
ЯНАО – богатейший район добычи газа, который дает около 80%
российского газа, или пятую часть мирового промысла. Регион занимает третье
место в России по объёму промышленного производства на душу населения. В
ЯНАО работают крупнейшие компании, прежде всего, подразделения
«Газпрома» и «Роснефти».
ЯНАО входит в состав Тюменской области, одновременно являясь
самостоятельным субъектом Российской Федерации. В округе проживают более
530 тыс. человек. С 1960 по 1990 г. по мере освоения богатейших газовых и
нефтяных месторождений количество жителей округа возросло с 60 до 480
тысяч, далее рост продолжился, но стал относительно небольшим. Численность
коренных жителей Крайнего Севера – ненцев, хантов, селькупов составляет
сегодня всего 7% населения ЯНАО. При этом 40% коренного населения ведут
традиционный кочевой образ жизни.
Около 85% ЯНАО – это городское население, в основном связанное с
разветвленной инфраструктурой добычи и транспортировки углеводородов.
Крупнейшие города – Новый Уренгой и Ноябрьск, в каждом из которых
проживает более 100 тыс. человек, Салехард и Надым – по 45-50 тыс. человек.
Всего в ЯНАО около 15 населенных пунктов, в которых более 5 тыс. жителей.
Кроме этого, имеется около 80 населенных пунктов, где проживает от
нескольких человек до одной-трех тысяч. При этом около 70% мелких поселений
28
расположено в юго-западной части ЯНАО, где добыча нефти и газа не ведется
[1].
Ямало-ненецкий автономный округ подсоединен к единой энергосистеме
России, централизованным энергоснабжением охвачены все крупные города и
поселки, где проживает около 90% населения. В округе есть немало крупных
газовых станций: Уренгойская ГРЭС (484 МВт, 410 Гкал/ч.), Ноябрьская ТЭЦ (123
МВт, 95 Гкал/ч.), Ямбургская ГТЭС – 112 МВт, Ямал СПГ ТЭС – 378 МВт, ГТЭС
Новый порт – 96 МВт, ТЭС в г. Салехарде – 39 МВт, ГТЭС в г. Лабытнанги – 73
МВт.
Введена в строй станция мощностью 84 МВт на Восточно-Мессояхском
месторождении на Гыданском полуострове. В районе Салехарда работают две
крупные дизельные электростанции (ДЭС) мощностью 33 и 13 МВт.
Расширение добычи и транспортировки углеводородов требует новых
мощностей. На Ямале дефицит мощностей превышает 1000 МВт. До 2020 года
ожидается расширение зоны централизованного электроснабжения за счет
развития ЛЭП, строительства Тарко-Салинской ТЭС (600-660 МВт),
газотурбинной электростанции «Полярная» (268 МВт, в перспективе – до 500
МВт) и Надымской газотурбинной ТЭЦ (450 МВт).
Электроснабжение изолированных населенных пунктов осуществляется с
помощью газовых установок общей мощностью примерно 190 МВт и нескольких
десятков мелких ДЭС общей мощностью около 100 МВт.
Большая часть ДЭС достаточно новые и находятся в хорошем состоянии.
Есть ДЭС, построенные в 80-е годы с высокой степенью износа (например, в селах
Мыс Каменный, Толька, Красноселькуп). Однако их немного, и для такого
региона как ЯНАО, вероятно, не составит проблемы осуществить замену на
современные, а где возможно – протянуть линии электропередач.
Кроме этого есть изолированная генерация крупных потребителей
электроэнергии, в основном связанных с добычей и транспортировкой
углеводородов. Их общая мощность более 500 МВт. Как правило, это газовые
станции, но есть и около 40 небольших ДЭС. Доля дизельного топлива в
энергобалансе ЯНАО составляет всего лишь 5% от общего потребления топлива
в целом [1].
В Ямало-Ненецком автономном округе перспективно строить объекты
энергетики с использованием попутного газа. Таким образом, можно обеспечить
электроэнергией
населённые
пункты,
расположенные
вблизи
нефтегазоконденсатных месторождений. Планируется также использовать
сжиженный
углеводородный
газ,
сжиженный
природный
газ,
компримированный природный газ (автономная газификация) [4].
Таймырский Долгано - Ненецкий муниципальный район (Красноярский край)
Таймырский Долгано - Ненецкий муниципальный район входит в
Красноярский край и занимает центральную и самую северную часть
Российской Арктики. Большую часть его территории и почти все арктическое
29
побережье составляет Таймырский полуостров. Площадь Таймырского
муниципального района - 880 тыс. кв. км, численность населения - 33 тыс.
человек. Коренные народы Севера (долганы, ненцы, нганасаны) составляют
почти 30% населения этой территории.
Люди проживают в основном по долинам рек Енисей и Хатанга. Доля
городского населения – 64%. Это жители столицы – города и порта Дудинки (22
тыс.человек), два других относительно крупных населенных пункта – сельское
поселение Хатанга (2500 человек) и городское поселение (город и порт) Диксон
(600 человек). Из-за резкого снижения морских и речных перевозок население
Дудинки в 1996-2010 гг. сократилось на 50%, но затем держится на постоянном
уровне. При этом численность коренных народов практически не изменилась.
Уехали в основном русские и представители других национальностей,
работавшие на портовых и прочих объектах.
Хозяйственной деятельностью охвачена очень малая доля территории
Таймырского муниципального района. Она сосредоточена в Дудинке, Диксоне
и Хатанге. Особенность района заключается в том, что в 90 км к востоку от
Дудинки расположено муниципальное образование Красноярского края – город
Норильск (177 тыс. жителей), имеющее разветвленную инфраструктуру.
В г. Норильск работает крупнейший в мире производитель никеля и
палладия, один из крупнейших в мире производителей платины и меди ПАО
«Горно-металлургическая компания (ГМК) «Норильский никель». В нее входит
АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (АО «НТЭК»), которой
принадлежит пять генерирующих предприятий: три ТЭЦ промышленного
района с установленной мощностью 1 200 МВт и две гидроэлектростанции: УстьХантайская ГЭС, построенная в 1975 г. (450 МВт), и введенная в эксплуатацию в
2000 г. Курейская ГЭС (600 МВт).
Усть-Хантайская ГЭС расположена рядом с пос. Снежногорск, который
входит в муниципальное образование г. Норильск, но географически
значительно удален от других промышленных территорий и населенных
пунктов. Курейская ГЭС расположена южнее и входит в другой район
Красноярского края. Все эти объекты образуют местную централизованную сеть
энергоснабжения.
Основным источником электроэнергии в изолированных населенных
пунктах Таймырского муниципального района являются дизельные
электрические станции (ДЭС), на которых ежегодно сжигаются десятки тысяч
тонн топлива. Проблема доставки дизельного топлива в отдаленные пункты
приводит к его значительному удорожанию. Расходы на закупку и доставку
дизельного топлива очень велики и постоянно растут. Экономически
обоснованная цена электроэнергии, отпускаемой потребителям (кроме
населения), достигает 50 руб./кВтч, а для населения цена может составлять
менее 2 руб./кВтч [1]. При этом разница покрывается из регионального
бюджета.
Сейчас в районе работает несколько десятков ДЭС, которые обслуживают
около 40 населенных пунктов с общим населением примерно 10 тыс. человек. В
30
самом крупном после г. Дудинки населенном пункте Таймыра – сельском
поселении Хатанга имеются две ДЭС общей мощностью 8,2 МВт.
В пос. Диксон имеется угольная мини-ТЭЦ, работающая на угле
Кайерканского угольного месторождения г. Норильска, потребление угля
составляет до 8500 т в год. Кроме того, в расположенном на острове порту и в
материковом городском поселении Диксон имеется несколько дизельных
генераторов, за год используется 2500 т арктического дизельного топлива.
В перспективе ожидается модернизация энергоустановок Таймырского
Долгано-Ненецкого муниципального района, которая подразумевает
постепенное замещение дизельных установок на мини-станции, работающие по
принципу когенерации, то есть, вырабатывают одновременно и тепловую, и
электрическую энергию. Также предполагается более широко использовать в
качестве топлива попутный нефтяной газ.
На Таймыре велик гидроэнергетический потенциал. Перспективным
является использование малых ГЭС (<25 МВт), мини-ГЭС (<1 МВт) и микро-ГЭС
(<100 кВт). Однако из-за суровых климатических условий, не позволяющих
круглогодично использовать энергию рек, перемерзающих в зимний период,
эффективность данного направления снижается. Тем не менее, стоимость
электроэнергии микро-ГЭС будет сопоставима с поставляемой по ЛЭП от
Норильской энергосистемы и значительно ниже, чем у ДЭС.
Республика Саха (Якутия)
Якутия – самый большой по площади регион России. Её территория
составляет 3 083 523 кв. км, но численность населения при этом не превышает 1
млн человек (плотность населения - 0,31 чел. на 1 кв. км). В городах живут две
трети жителей, в том числе более 300 тысяч в столице Республики Саха – г.
Якутске.
Почти вся территория Якутии находится в зоне вечной мерзлоты. Регион
является единственным местом в мире, где осуществляется постоянная
хозяйственная деятельность при амплитуде колебаний температуры воздуха
100°C (зимой до -60°C и ниже, летом до +40°C).
Более 93% энергообеспечения в регионе осуществляет ПАО
«Якутскэнерго». Эта энергокомпания охватывает центральные, западные и
северные районы Якутии, а также часть восточных районов. Южным районам
республики энергию поставляет АО «Дальневосточная генерирующая
компания» (ДГК). На крайнем северо-востоке пос. Черский подсоединен к ЛЭП,
идущей от Билибинской АЭС, расположенной на Чукотке. ПАО
«Магаданэнерго» обеспечивает электроснабжение нескольких поселков и
горнодобывающих артелей Оймяконского улуса Якутии.
В общем объеме выработки электроэнергии Якутии на ГЭС приходится
52%, на тепловые станции – 41%, дизельные генераторы – 7%. Структура
выработки Якутскэнерго во видам генерации представлена на Рисунке 13.
31
Рисунок 13. Структура выработки Якутскэнерго по видам генерации
ДЭС;
7%
ТЭЦ;
41%
ГЭС;
52%
Источник: Всемирный фонд дикой природы
В структуре потребления топлива Якутскэнерго преобладает газ – 88%,
далее следует дизельное топливо – 9,2% и уголь 1,8%. Структура потребления
топлива Якутскэнерго представлена на Рисунке 14.
Рисунок 14. Структура потребления топлива Якутскэнерго
1,8%
9,2%
88,0%
Газ
Дизельное топливо
Уголь
Источник: Всемирный фонд дикой природы
Общая установленная мощность станций «Якутскэнерго» с дочерними
организациями составляет более 1,4 ГВт, тепловая мощность около 2 тыс. Гкал,
протяженность сетей – более 20 тыс. км. Крупнейшие тепловые станции:
Якутская ГРЭС (368 МВт), Нерюнгринская ГРЭС (618 МВт) и Мирнинская ГРЭС
(72 МВт), работающие в центральном, южном и западном энергетических
районах Якутии. В западном районе республики важную роль также играет
каскад Вилюйских ГЭС – 680 МВт.
В Якутии в зоне децентрализованной электроэнергетики находятся 162
населённых пункта с общей численностью населения 105 тыс. человек [8].
В регионе имеется около 155 ДЭС с суммарной мощностью до 200 МВт,
принадлежащих «Якутскэнерго» и ее дочерней компании «Сахаэнерго».
Основные проблемы изолированной энергетики Якутии заключаются в
следующем:
32
1) Проблемы завоза топлива, короткие сроки навигации, сложная
транспортная схема с перевалками с одного вида транспорта на другой
(максимальные сроки доставки топлива достигают 1,5-2,5 лет);
2) Большая доля дорогостоящего дизельного топлива;
3) Опережающий рост цены дизельного топлива по сравнению с тарифами
на электроэнергию;
4) Высокий удельный расход топлива, неполная загруженность
оборудования, износ линий электропередачи (уровень потерь
электроэнергии в местных распределительных сетях низкого напряжения
достигает 20%, что при высокой себестоимости электроэнергии приводит
к ощутимым финансовым потерям).
В Якутии сейчас активно обсуждается проект строительства плавучих
атомных теплоэлектростанций (АТЭЦ) малой мощности, который включает в
себя четыре таких станции, установленной мощностью от 12 до 36 МВт [4].
Использование гидропотенциала рек в северных районах проблематично
в связи с высокой сезонной неравномерностью стока. Однако в отдельных
случаях в Якутии возможно применение малых ГЭС.
Чукотский автономный округ
Чукотский автономный округ – самый дальний восточный регион
Российской Арктики, частично находящийся в Западном полушарии и
граничащий с Аляской. Территория – 722 тыс. кв. км. Это больше любого из
государств Западной Европы, но проживет на ней всего 50 тыс. человек, что дает
самую низкую в России плотность – 0,07 чел./кв. км.
В 1960–1990 гг. численность населения выросла в три раза, а затем к 2002 г.
на столько же сократилась за счет массового выезда переселенцев, после чего
остается на стабильном уровне. Городское население Чукотки составляет 66% от
общего населения округа и сосредоточено в пяти крупных населённых пунктах,
к которым относятся: столица округа г. Анадырь (14 тыс. человек), Билибино (5,5
тыс. человек), Певек (4,7 тыс. человек), Угольные Копи (3,7 тыс. человек) и
Эгвекинот (3 тыс. человек). Большинство жителей по-прежнему составляют
переселенцы. На долю коренного населения приходится 34%, из которых чукчи
составляют 80%, эвены и чуванцы – 11%, эскимосы – 9%.
Энергетика Чукотки развивалась, прежде всего, для обслуживания
добычи полезных ископаемых. Во второй половине XX века активно велась
добыча россыпного олова, вольфрама и золота, что привело к строительству в
1974 г. в Билибино единственной в мире АЭС в зоне вечной мерзлоты (48 МВт по
электроэнергии). Сейчас АЭС выработала ресурс, и ведется подготовка к ее
закрытию. В планах развития энергетики было строительство ГЭС на реках
Анадырь и Амгуэма, но они не были реализованы.
33
Сейчас планируется разрабатывать месторождения золота и серебра на
Чукотке, а также меди, олова и вольфрама. Все это может потребовать
добавочных энергетических мощностей в данном регионе.
В Чукотском автономном округе - три энергоузла, где были построены
угольные станции:
1) Эгвекинотский узел (ГРЭС, 34 МВт, 92 Гкал/час) - используется бурый
уголь, добываемый в районе Анадыря, станция эксплуатируется с 1952 г.,
модернизирована в 1974 и 2010 гг.
2) Чаун-Билибинский узел: АЭС и Чаунская ТЭЦ в г. Певек (34 МВт, 60
Гкал/час, работает с 1944 г.), до 1997 г. работала на угле с чукотской шахты
«Беринговская», теперь уголь доставляется по морю из Якутии с
Зырянского разреза в верховьях р. Колыма.
3) Анадырский узел (ТЭЦ 56 МВт, 140 Гкал/час, 1986 г.): в 100 км к югу от
Анадыря были открыты запасы газа – Западно-Озерное месторождение.
Предполагалось перевести с угля на газ Анадырскую ТЭЦ, однако более
рентабельным оказалось построить новую станцию. Анадырская
газомоторная ТЭЦ была введена в эксплуатацию в 2006 г. Ее
электрическая мощность 28,6 МВт, тепловая – 73,4 Гкал/ч. В настоящее
время ведутся технологические работы по переоборудованию одного из
котлов Анадырской ТЭЦ с бурого угля на природный газ.
Все энергетические объекты на Чукотке строились на основании плохо
обоснованного расчета на строительство протяженных ЛЭП, использование
которых в условиях вечной мерзлоты сопряжено с серьёзными проблемами.
Кроме того, предполагалась более активная добыча полезных ископаемых и рост
численности населения. В результате мощности электростанций в регионе
эксплуатируются с явной недозагрузкой: например, у Чаунской ТЭЦ
коэффициент использования установленной мощности менее 20%, у
Анадырской ТЭЦ - 15% [1]. Это очень сильно увеличивает удельный расход
топлива и стоимость энергии.
Себестоимость электроэнергии на чукотских электростанциях составляет
14–34 руб./кВтч, а тепла доходит до 19 тыс. рублей за Гкал, при этом тариф для
населения в 2016 г. за исключением ночных часов составлял 8–10 руб./кВтч в
городских и 5-7 руб./кВтч в сельских населенных пунктах.
На Чукотке ситуация с энергоснабжением изолированных населенных
пунктов сильно отличается от проблем соседней Якутии ввиду двух факторов.
Во-первых, Чукотку покинуло почти 100 тысяч человек (2/3 населения),
преимущественно некоренных жителей. Очень многие поселки были
заброшены. Остались совсем небольшие чукотские и эскимосские населенные
пункты, а все сельское население составляет не более 16 тыс. человек.
Во-вторых, начиная с 2000 г., когда губернатором округа стал Роман
Абрамович, на Чукотке была сделана замена старых, ненадежных и
неэкономичных дизельных генераторов на современные дизельные
34
электростанции (ДЭС), которыми теперь управляют органы местного
самоуправления и предприятия жилищно-коммунального хозяйства. Около 30
национальных поселений (Биллингс, Нутепельмен, Ванкарем, Нешкан,
Сиреники, Нунлигран, Конергино, Новое Чаплино, Рыркайпий, Ваеги,
Мейныпильгино и многие другие) в 2001-2010 гг. получили более 80
современных дизельных генераторов, которые представляют собой модульные
конструкции в специальном арктическом исполнении, с высокой степенью
автоматизации, легким обслуживанием и управлением даже в условиях очень
низких температур. Мощность энергоблоков варьируется от 40 до 500 кВт [1].
Тем не менее, проблемы есть: из-за недостатка специалистов, природных
аномалий и других неучтенных факторов оборудование нередко выходит из
строя. Завоз топлива по-прежнему очень сложен, и остаются риски его
своевременной доставки. Через пять портов (Эгвекинот, Анадырь, Провидения,
Беринговский и Певек) в короткий период навигации завозится основная часть
топлива, продовольствия и других грузов. Далее доставка зависит от
возможности транспортировки по зимним дорогам, часто идущим по льду, что
в условиях изменения климата становится все сложнее. Кроме того, доставка
топлива зависит от уровня воды в бассейне рек Анадырь, Омолон, Анюй, от
штормовой погоды в заливах Берингова моря и т.п.
Стратегия социально-экономического развития автономного округа
предусматривает
увеличение
инвестиций
в
развитие
энергетики:
предполагается новое сетевое строительство, реконструкция Анадырской ТЭЦ,
строительство ТЭЦ в г. Певеке (48 МВт), строительство ТЭЦ в районе
месторождения Долгожданное (250 МВт), объединение Анадырского и
Эгвекинотского энергорайонов с поэтапным выводом из эксплуатации
Эгвекинотской ГРЭС и вводом новой блочно-модульной котельной.
Согласно информации АО «Концерн «Росэнергоатом», в 2016 - 2017 годах
на Чукотке проводились швартовные испытания первого в мире плавучего
энергетического блока «Академик Ломоносов», предназначенного для работы в
составе плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС). Впоследствии
ПАТЭС будет доставлена по Северному морскому пути к месту работы и
подключена к береговой инфраструктуре, сооружаемой в порту г. Певек.
Электрическая мощность данной станции составит 70 МВт. Ожидается, что она
будет введена в эксплуатацию осенью 2019 года [4].
БАЛАНС ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ
АРКТИЧЕСКИХ РЕГИОНАХ РОССИИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В
Для энергетической системы Арктики характерно наличие большого
количества обособленных энергоузлов. При этом, из-за сурового климата,
население АЗРФ потребляет достаточно большое количество электроэнергии.
Население арктических регионов составляет менее 2% от всего населения
России. Но при этом доля суммарного потребления электроэнергии жителями
этих территорий составляет примерно 3,6% от общего российского
энергопотребления.
35
Данные по динамике производства и потребления электроэнергии в
северных и арктических регионах приведены в Таблице 3.
36
Таблица 3. Потребление электроэнергии в северных и арктических регионах
Республика Саха
(Якутия)
Мурманская область
Архангельская область
(без Ненецкого
автономного округа)
Ненецкий автономный
округ
Чукотский автономный
округ
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Наличие
дефицита
электроэнергии
Средний
темп
роста, %
Производство,
млн. кВт ч
7 345
8 169
8 452
8 509
8 578
9 006
9 327
нет
3,5%
Потребление,
млн. кВт ч
6 597
6 813
7 125
7 183
7 378
8 104
8 694
Производство,
млн. кВт ч
17 899
17 623
17 196
16 899
16 432
16 566
17 136
Потребление,
млн. кВт ч
12 570
12 429
12 552
12 324
12 252
12 268
12 352
Производство,
млн. кВт ч
-
-
6 738
6 590
6 623
6 390
6 733
Потребление,
млн. кВт ч
-
-
8 081
7 644
8 238
1 748
7 925
Производство,
млн. кВт ч
-
-
1 235
1 290
1 402
1 420
1 526
Потребление,
млн. кВт ч
-
-
1 472
1 558
1 708
7 984
1 900
Производство,
млн. кВт ч
518
500
497
565
698
700
692
4,0%
нет
-0,6%
-0,3%
есть (дефицит –
1 192 млн. кВт ч
0,0%
-0,4%
есть (дефицит 374 млн. кВт ч)
3,1%
3,7%
нет
4,2%
37
Ямало-Ненецкий
автономный округ
Республика Коми
Красноярский край
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Потребление,
млн. кВт ч
518
485
481
549
683
685
677
Производство,
млн. кВт ч
3 200
3 985
4 723
7 243
7 344
7 115
7 926
Потребление,
млн. кВт ч
11 816
13 077
13 279
14 171
12 116
11 983
12 110
Производство,
млн. кВт ч
9 263
10 019
9 788
9 640
10 136
10 261
10 043
Потребление,
млн. кВт ч
8 832
8 969
8 971
8 937
9 100
9 057
9 092
Производство,
млн. кВт ч
61 847
57 825
56 703
61 443
65 225
68 939
67 595
Потребление,
млн. кВт ч
53 268
52 179
53 841
53 127
53 181
53 101
54 249
Наличие
дефицита
электроэнергии
Средний
темп
роста, %
3,9%
есть (дефицит 4 184 млн. кВт ч)
13,8%
0,4%
нет
1,2%
0,4%
нет
1,3%
0,3%
Источник: Росстат
38
Из всех арктических регионов дефицит электроэнергии по состоянию на
начало 2017 года наблюдался только в Архангельской области, Ненецком
автономном округе и Ямало-Ненецком автономном округе (см. Рисунок 15).
Рисунок 15. Производство и потребление электроэнергии в арктических регионах
Источник: Росстат
ПРОБЛЕМЫ В СФЕРЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИЙСКОЙ АРКТИКЕ
Арктическая зона РФ в целом обладает значительными энергетическими
ресурсами,
но
отдельные
территории
сталкиваются
с
проблемами
энергоснабжения, которые обусловлены такими особенностями данной
территории как суровый климат, сложная логистика доставки топлива во многие
районы, устаревшее оборудование на ДЭС, высокий расход топлива, низкая
эксплуатационная надёжность.
Решить проблемы энергоснабжения в Арктике можно следующими
способами:
1) Использование возобновляемых видов энергии;
2) Применение оборудования, адаптированного к арктическим условиям;
3) Использование гибридных энергетических
надёжностью и автономностью работы;
технологий
с
высокой
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В
АРКТИКЕ
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) могут стать эффективным
решением проблемы энергоснабжения многих районов, расположенных в
арктической и субарктической зоне. Но для этого необходимо провести
39
комплексный технико-экономический анализ различных вариантов строительства
объектов альтернативной энергетике в том или ином районе и выбрать те
решения, которые не только дадут максимальный результат по показателям
эффективности, но и будут надёжно работать в суровых условиях Арктики.
В
качестве
основных
направлений
развития
альтернативной
электроэнергетики в арктических регионах можно выделить следующие:
1) Ветровые установки
Среднегодовые скорости ветра в районах, расположенных вдоль северных
морских границ России, достигают 6-8 м/с, что открывает хорошие перспективы
для использования ветроэнергетических установок на этих территориях.
Но в условиях Арктики обслуживание ветроустановок обходится довольно
дорого,
поскольку
все
используемые
материалы
(масла,
смазки,
металлоконструкции и т.д.) должны сохранять свои свойства при экстремально
низких температурах.
2) Солнечные батареи
В Арктической зоне среднегодовое дневное поступление солнечной энергии
составляет примерно 2 - 5 кВтч/кв.м в зависимости от района. Для сравнения,
величина данного показателя в южных районах Германии, где солнечные
установки широко применяются, равна всего лишь около 3,4 кВт·ч/кв. м.
В летний период во многих районах Арктики поступление энергии прямого
солнечного излучения может достигать 6—8 кВт·ч/кв.м, что соизмеримо со
значениями аналогичного показателя в южных районах страны [3].
Кроме того, солнечные установки – это наиболее простой и дешевый в
эксплуатации возобновляемый источник энергии, не требующий специального
обслуживания.
3) Биотопливо
Биотопливо как альтернативный источник энергии может использоваться в
тех арктических регионах, в которых развито направление деревообработки. В
качестве топлива могут использоваться отходы деревообработки — брикеты,
пеллеты, щепа, а также дрова.
4) Энергия морских волн и приливов
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ
Наиболее значимыми потребителями энергии в Арктическом регионе
являются поселки, обеспечивающие деятельность предприятий лесной
промышленности, горно-металлургического и нефтегазового комплексов,
военных объектов, а также сами базы и предприятия. Пиковая мощность
потребления электрической энергии для таких объектов существенно разнится и
может составлять от 20–30 кВт (пос. Усть-Оленек на севере Якутии) до 8–10 МВт (пос.
40
Тикси) [10]. При этом следует учитывать, что графики нагрузки носят ярко
выраженный сезонный характер.
Рыбная отрасль также очень важна для экономики региона. Основные
потребители энергии в данной сфере – это морские порты, обслуживающие
рыболовецкий флот, а также предприятия, занимающиеся первичной
переработкой рыбы. Также электроэнергию потребляют поселки, в которых
проживают рыбаки и сотрудники рыбоперерабатывающих заводов.
Одним из основных помыслов кочевых народов Севера является
оленеводство. Оленеводы долгое время вынуждены находиться в тундре в условиях
отсутствия централизованной сети энергоснабжения. В настоящее время для
выработки
электричества
местное
население
использует
мобильные
бензоагрегаты, которые наносят серьёзный ущерб хрупкой природе северной
тундры за счёт выбросов отработанных газов и разливов топлива. Поскольку выпас
оленей – это сезонный вид занятости, который происходит в течение полярного
дня, то оленеводы могли бы достаточно эффективно использовать солнечные
батареи для выработки электроэнергии. На сегодняшний день уже есть ряд
пилотных проектов в этой сфере, которые были реализованы в Нижнеколымском
улусе Республики Саха (Якутия).
На удаленных территориях нельзя полностью отказаться от традиционных
источников энергии, поскольку возобновляемые ресурсы, как правило, сильно
зависят от времени года и погодных условий. Тем не менее, объекты ВИЭ можно
рассматривать в качестве дополнительных источников энергии, эксплуатация
которых позволит частично снизить расход органического топлива. При этом
дизельные электростанции в ближайшие годы останутся основными источниками
электроснабжения малых удаленных потребителей.
Для энергоргоснабжения небольших посёлков и отдельных домохозяйств
перспективно использовать мини-электростанции, сочетающие в себе разный
набор технологий: ветер, солнце и дизель-генерация. Такая комбинированная
установка представляет собой единый энергетический комплекс, который
работает по следующему принципу: в те моменты, когда на небе светит солнце,
используются солнечные панели; когда есть ветер, включаются ветрогенераторы;
когда нет ни солнца, ни ветра – начинает работать дизель-генератор. Но он
включается, лишь в том случае, когда в прилагающейся батарее уже совсем не
осталось энергии. Если же в батарее ещё есть необходимый ток и напряжение,
тогда энергоснабжение осуществляется за счёт батареи. Система управления такой
энергоустановкой позволяет оптимально распределять нагрузку и достигать
высоких показателей эффективности.
Подобная конструкция позволяет не только обеспечить бесперебойное
энергоснабжение потребителей, но и в несколько раз снижает себестоимость
выработки электроэнергии по сравнению с традиционным дизельным
генератором. В среднем себестоимость выработки 1 кВтч такой гибридной
установки может составить примерно 15-25 рублей [5].
41
АЛЬТЕРНАТИВНАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА В АРКТИЧЕСКИХ РЕГИОНАХ
РОССИИ
Мурманская область
В Мурманской области есть высокий потенциал для развития
ветроэнергетики. На территории Мурманской области можно создать ветропарки
с суммарной установленной мощностью более 700 МВт и среднегодовой
выработкой электроэнергии около 2 млрд кВтч в год [4].
По данным Минэнерго Мурманской области, в 2017 году используются
следующие объекты альтернативной электроэнергетики:
1) Ветро-солнечно-дизельные электростанции в поселениях Пялица, Тетрино,
Чапома и Чаваньга Терского района Мурманской области;
2) 15 ветроустановок для электроснабжения маяков на побережье Кольского
полуострова общей установленной мощностью 19,5 кВт;
3) Ветрогенератор мощностью 500 кВт ООО «Green House»;
4) 13 установок малой мощности небольших предприятий и частных
домовладений (в том числе, комплексные энергоустановки, использующие
энергию ветра и солнца).
Схема
размещения
объектов
альтернативной
Мурманской области представлена на Рисунке 16.
электроэнергетики
42
Рисунок 16. Схема альтернативной энергетики Мурманской области
Источник: Всемирный фонд дикой природы
Мурманская область является уникальным регионом, на территории
которого построена первая и единственная в России приливная электростанция –
Кислогубская ПЭС. Она была построена в 1968 году в месте, где высота приливов
достигает 5 метров. В 2006 году Кислогубская ПЭС была подключена к
объединённой энергосистеме Мурманской области, а в 2007 году её установленная
мощность была увеличена с первоначальных 0,4 МВт до 1.9 МВт путём запуска
второго агрегата станции.
В 2014 году в Мурманской области был реализован проект по использованию
низкопотенциального тепла на очистных сооружениях в г.Мончегорске, где
установлена теплонасосная станция мощностью 200 кВт, использующая тепло
очищенных бытовых канализационных стоков для обогрева производственных
помещений площадью более 1500 кв. м. Реализация проекта позволила на 20%
снизить затраты на отопление этих зданий [1].
В области работают две котельные на биотопливе (древесине), которые
эксплуатируются в отопительный период с сентября по май. В котельной в поселке
Куропта, построенной в 1969 г., установлено два котла общей мощностью 1,75
Гкал/ч. В качестве топлива используются дрова и горбыль – отходы
деревообрабатывающего производства. Вторая котельная построена в 2012 г. в селе
Лувеньга. Там имеется один котел мощностью 3 Гкал/ч., используются древесные
гранулы и щепа.
43
Планируемые к реализации проекты по использованию альтернативных
источников энергии:
1) Модернизация системы теплоснабжения п.Умба. Планируется построить
две котельные, которые в качестве топлива будут использовать торф и щепу.
2) Модернизация
электроснабжения
изолированных
посёлков
Ловозерского района. В настоящее время проект находится на стадии
предпроектных расчётов и выбора решений. Планируется провести
модернизацию путём использования альтернативных источников для
выработки энергии. Источники финансирования – привлечение
внебюджетных средств.
3) Строительство Кольского ветропарка. Установленная мощность
ветропарка составит 200 МВт (80 установок по 2,5 МВт). Плановая выработка
составит 650 ГВт ч/год.
За счет экономии топлива от использования ветровой электроэнергетики в
Мурманской области можно было бы снизить тариф на электроэнергию для
потребителей на 25-35% в ветровых условиях побережья Белого моря и на 50-60% на побережье Баренцева моря [4].
Архангельская область
Из альтернативных источников энергии в Архангельской области
наибольшее распространение получила биоэнергетика благодаря наличию
богатых лесных ресурсов и большого количества древесных отходов от
хозяйственной деятельности. В области работают более 400 котельных на
биотопливе общей установленной мощностью свыше 800 Гкал/ч (930 МВт).
Используются кородревесные отходы, низкосортная древесина (дрова), топливная
щепа, опилки, древесные гранулы – пеллеты. Информация о котельных
Архангельской области, работающих на биотопливе, приведена в Таблице 4.
Таблица 4. Котельные на биотопливе в Архангельской области, не подключенные к
централизованным сетям теплоснабжения
Город/район
Количество
котельных, шт.
Установленная мощность, Гкал/ч (1
Гкал/ч=1,163 МВт)
Архангельск
6
164
Котлас
1
37
Северодвинск
2
1,7
Вельский район
44
85
Верхнетоемский
район
25
54
Вилегодский район
23
46
Виноградовский
район
15
29
44
Город/район
Количество
котельных, шт.
Установленная мощность, Гкал/ч (1
Гкал/ч=1,163 МВт)
Каргопольский
район
25
50
Коношский район
13
23
Котласский район
21
25
Красноборский
район
37
16
Ленский район
14
8
Лешуконский район
8
26
Мезенский район
7
10
Няндомский район
22
19
Онежский район
20
35
Пинежский район
17
26
Плесецкий район
36
37
Приморский район
6
14
Устьянский район
35
48
Холмогорский район
12
27
Шенкурский район
15
25
ИТОГО
404
805 Гкал/ч (936 МВт)
Источник: Всемирный фонд дикой природы
В результате перехода на древесное топливо было закрыто 56 котельных на
угле и мазуте, что дало экономию, превышающую 150 млн рублей в год [1].
Развитие биоэнергетики Архангельской области сдерживается рядом
факторов: значительным износом тепловых сетей, тарифной политикой,
высокими процентами по кредитам, низкой рентабельностью и длительными
сроками окупаемости проектов. При этом отдельной проблемой является высокая
стоимость электрофильтров для улавливания золы, которую затем надо куда-то
вывозить. Кроме того, у многих организаций ЖКХ нет собственной технической
базы для проведения работ.
Помимо возможностей использования биотоплива, Архангельская область
обладает также высоким потенциалом для развития ветроэнергетики. Во многих
районах данного региона среднегодовая скорость ветра достигает 6-8 м/с (см.
Таблицу 5).
45
Таблица 5. Среднегодовая скорость ветра на метеостанциях Архангельской области
(включая Ненецкий автономный округ) на высоте 10 м от поверхности земли
№
Название
метеостанц
ии
Среднегодов № Название
ая скорость
метеостанц
ветра, м/с
ии
Среднегодов № Название
ая скорость
метеостанц
ветра, м/с
ии
Среднегодов
ая скорость
ветра, м/с
1 о. Рудольфа
7,1
29 Мыс
Микулкин
6,8
57 Лямца
4,8
2 Нагурская
6,4
30 Индига
6,6
58 Холмогоры
4,0
3 о. Хейса
5,9
31 Нарьян-Мар
5,1
59 Карпогоры
4,2
4 Бухта Тихая
5,6
32 Хорей-Вер
5,3
60 Онега
3,3
5 Мыс
Желания
8,2
33 Мыс
Конушин
6,3
61 Холмогорска
я
3,0
6 Русская
Гавань
7,3
34 Хоседа-Хард
4,7
62 Сура
3,5
7 Залив
Благополучи
я
6,4
35 Коткино
4,0
63 Емецк
3,7
8 Мыс
Столбовой
7,1
36 Нижняя
Пеша
6,4
64 Калгачиха
3,3
9 Маточкин
Шар
6,9
37 Вижас
4,4
65 Турчасово
3,4
10 Мыс
Выходной
6,7
38 Несь
5,2
66 Емца
3,0
11 Малые
Кармакулы
8,3
39 о. Моржовец
7,2
67 Окуловская
3,4
12 Мыс
Меньшикова
6,8
40 Абрамовски
й маяк
6,3
68 Двинский
Березник
3,7
13 Болванский
Нос
7,6
41 Семжа
5,5
69 Верхняя
Тойма
3,6
14 Югорский
Шар
7,4
42 Инцы
5,9
70 Яренск
2,4
15 Амдерма
8,0
43 Мезень
4,9
71 Конево
3,4
16 Белый Нос и
Хабарово
6,3
44 Мезень,
город
4,7
72 Шенкурск
2,8
17 Колгуев
Северный
7,8
45 Мосеево
3,2
73 Слободчико
во
3,8
18 Усть-Кара
6,7
46 Зимнегорск
ий маяк
6,4
74 Няндома
2,8
19 Ходовариха
6,6
47 Кепино
2,1
75 Красноборск
3,5
20 Бугрино
6,4
48 Борковская
2,6
76 Каргополь
4,0
21 Варандей
6,3
49 о. Жижгин
5,8
77 Котлас
4,1
22 Коротаиха
5,3
50 Соловки
4,4
78 Шангалы
4,0
46
№
Название
метеостанц
ии
Среднегодов № Название
ая скорость
метеостанц
ветра, м/с
ии
Среднегодов № Название
ая скорость
метеостанц
ветра, м/с
ии
Среднегодов
ая скорость
ветра, м/с
23 Канин Нос
7,9
51 Лешуконско
е
3,8
79 Вилегодское
2,5
24 Мыс
Шведский
6,9
52 Унский маяк
5,2
80 Вельск
3,0
25 Табседа
6,1
53 о. Мудьюг
5,5
81 Коноша
3,5
26 Сенгейский
Шар
6,3
54 Койнас
2,8
82 Шойна
7,3
27 Мыс
Болванский
7,3
55 Пинега
3,1
83 Архангельск
4,3
28 Хальмер-Ю
5,2
56 Северодвинс
к
4,4
Источник: В.А.Минин Потенциал ветровой энергии Архангельской области
Таким образом, в Архангельской области очень перспективно строительство
новых ветродизельных комплексов для изолированных от сетей поселков на
побережье Белого моря. Это даст возможность сэкономить 20–30% дизельного
топлива [1]. Исходя из приведённой выше таблицы, наиболее эффективно можно
использовать энергию ветра в районе г. Мезень. В настоящее время правительством
Архангельской области заключено соглашение о сотрудничестве с компанией
«Ветроэнергетические системы», в рамках которого прорабатывается вопрос о
строительстве в Мезенском районе крупного ветропарка (с использованием
дизелей,
конструктивно
приспособленных
к
совместной
работе
с
ветрогенераторами).
Тем не менее, ветроэнергетика в Архангельской области пока не получила
широкого распространения. За последние годы в данном регионе было немало
попыток эксплуатации ветрогенераторов, но почти все они закончились неудачей.
В частности, были установлены ветрогенераторы в селах Красное, Козлы, Мегра,
Полощелье и Красная гора, но все эти установки проработали менее года по
причине конструктивных недоработок, неправильно подобранных накопителей
энергии и проблем с обслуживанием.
Но есть и успешные проекты. Например, в Архангельской области есть
действующая ветроэнергетическая установка, расположенная на острове Мудьюг
недалеко от Архангельска. Ветрогенератор мощностью 1,5 кВт был построена в
2014 г. и успешно используется для освещения рыболовно-туристического
комплекса.
Схема
размещения
объектов
альтернативной
Архангельской области приведена на Рисунке 17.
электроэнергетики
47
Рисунок 17. Альтернативная электроэнергетика Архангельской области
Источник: Всемирный фонд дикой природы
На мысе Желания (остров Северный Новой Земли) в национальном парке
«Русская Арктика» в 2015 г. была построена ветросолнечная установка для
электроснабжения жилого дома. Установка состоит из 24 солнечных панелей и двух
ветрогенераторов.
В 2014 г. распоряжением губернатора Архангельской области была
утверждена Концепция развития локального теплоснабжения на территории
Архангельской области до 2030 г., в соответствии с которой в коммунальной
энергетике должны значительно увеличиться доли природного газа и местных
видов топлива. Предполагается, что к 2030 г. в на долю природного газа будет
приходиться 54%, на древесное топливо – 44% и на каменный уголь – 2% от общего
потребления топлива. От мазута и дизельного топлива планируется отказаться [1].
Это должно позволить решить проблему больших дотаций.
Есть и другие направления развития ВИЭ в Архангельской области, но они
требуют длительного периода исследований и накопления опыта. Одна из идей –
строительство приливных электростанций (ПЭС). Генеральной схемой
размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, одобренной
распоряжением
Правительства
Российской
Федерации
в
2008
г.,
предусматривалась возможность сооружения ПЭС в Мезенском заливе мощностью
4 ГВт. Высота прилива там достигает 10 м, поэтому мощность ПЭС в этом районе
может превышать 10 ГВт (для сравнения: установленная мощность СаяноШушенской ГЭС 6,5 ГВт, фактическая – 4,85 ГВт).
Для такой мощности в области нет потребителей, и электроэнергию нужно
будет передавать в центральную часть России или в Европу. Учитывая высокую
48
стоимость и техническую сложность проекта, отсутствие опыта эксплуатации
крупных ПЭС, данная идея не получила практического развития. В Генеральной
схеме размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года, доработанной
Минэнерго в 2010 г., а также в схеме территориального планирования Российской
Федерации в области энергетики 2016 года сооружение Мезенской ПЭС уже не
было предусмотрено.
Ненецкий автономный округ
Наиболее перспективным видом альтернативных источников энергии на
сегодняшний день для Ненецкого автономного округа представляется
ветроэнергетика, а точнее гибридные (ветродизельные) установки. На
сегодняшний день ветроэнергетика Ненецкого автономного округа представлена
ветродизельным комплексом в Амдерме, который начал работать с сентября 2016
г. Комплекс включает четыре ветроэнергетические установки общей мощностью
200 кВт (4*50кВт) и три дизельных генератора мощностью 100, 160 и 200 кВт.
Диаметр ветроколеса – 15 м, высота оси ветроколеса – 25 м. Расчетная скорость
ветра – 13 м/с, максимальная рабочая – 25 м/с. Расчетная годовая выработка
электроэнергии 160 тыс. МВтч [1].
Установки изготовлены в Китае по проекту российских специалистов с
учетом арктических условий эксплуатации. Финансирование ветродизельного
комплекса в Амдерме осуществляется в рамках проекта «Полярис» по программе
приграничного сотрудничества «Коларктик». Бюджет проекта – 3 млн евро, треть
из которых составляют средства вовлеченных в сотрудничество партнеров
(некоммерческой организации «Ненецкий центр энергетической эффективности
и чистого производства», муниципального предприятия «Амдермасервис»,
«Северо-Западной объединенной генерирующей компании» и Финской
консалтинговой группы).
Схема размещения объектов альтернативной электроэнергетики Ненецкого
автономного округа представлена на Рисунке 18.
49
Рисунок 18. Альтернативная электроэнергетика Ненецкого автономного округа
Источник: Всемирный фонд дикой природы
Солнечная энергетика в НАО представлена фотоэлектрическими панелями,
которые используются для энергоснабжения маяков.
Ямало-Ненецкий автономный округ
Потенциал солнечной энергетики в Ямало-Ненецком автономном округе
невелик: продолжительность солнечного сияния составляет всего лишь 1000–1500
час/год [1]. Зато значителен ветровой потенциал, особенно в северной части
округа, на Ямале и Гыданском полуострове. Однако, как и в большинстве других
мест Российской Арктики, ситуация осложняется сильными морозами и
порывистыми штормовыми ветрами. В Ямало-Ненецком автономном округе
наиболее перспективно развитие ветроэнергетики на базе ветродизельных
установок средней мощности [4].
В 2014 г. в ЯНАО был реализован первый в регионе ветроэнергетический
проект – введена в эксплуатацию ВЭС в г. Лабытнанги (250 кВт). Ее оборудование
адаптировано для работы в условиях Арктики (при температурах воздуха до -50°С
и порывах ветра до 50 м/с).
Другим значимым проектом ВИЭ является использование ветросолнечных
генераторов на газовых промыслах, эксплуатируемых компанией «Газпром добыча
Ямбург».
50
В последние годы небольшие автономные комплексы, где ветровые и
солнечные источники энергии объединены с дизельным генератором, стала
использовать в ЯНАО и дочерняя компания «Роснефти» ООО «РН Пурнефтегаз».
Два ветрогенератора дают по 3 кВт, 40 солнечных панелей – 10 кВт, а общая
мощность комплекса составляет 40 кВт. При этом дизель автоматически
включается, только когда не хватает энергии ветра и солнца. Комплекс не требует
постоянного присутствия специалистов, при сбое в работе автоматика посылает
смс.
Схема размещения объектов альтернативной электроэнергетики ЯмалоНенецкого автономного округа представлена на Рисунке 19.
Рисунок 19. Альтернативная электроэнергетика Ямало-Ненецкого автономного округа
Источник: Всемирный фонд дикой природы
В перспективе в Ямало-Ненецком автономном округе предусматривается
строительство ветроэлектростанций в 11 сельских населенных пунктах [4].
Таймырский долгано-ненецкий муниципальный район (Красноярский край)
Объектов альтернативной энергетики в Таймырском муниципальном
районе пока нет.
51
На севере Красноярского края в перспективе предполагается развивать
ветрогенерацию. Ожидается, что более активное использование Северного
морского пути станет драйвером роста для развития альтернативной энергетики в
данном регионе.
Экономический потенциал солнечной энергетики на Таймыре невелик,
поэтому развитие данного направления в ближайшие годы маловероятно.
Республика Саха (Якутия)
Климат Республики Саха выделяется большим количеством солнечных
дней. По этому показателю Якутия – лидер Российской Арктики. Почти на всей
территории региона солнце светит более 2000 часов в год (максимум в районе г.
Якутска – более 2200 часов) [1].
На арктическом побережье Якутии солнца намного меньше (1000–1500 часов
в год), но при этом есть хороший ветровой потенциал: скорость ветра на этих
территориях составляет в среднем более 5 м/с.
Таким образом, использование альтернативной электроэнергетики в Якутии
очень
перспективно.
Особенно
в
районах
с
децентрализованным
энергоснабжением.
Схема размещения объектов альтернативной электроэнергетики Якутии
представлена на Рисунке 20.
Рисунок 20. Альтернативная электроэнергетика Якутии
Источник: Всемирный фонд дикой природы
52
На текущий момент в Якутии функционирует 11 сетевых солнечных
электростанций и 4 автономные солнечные электростанции. Общая установленная
мощность объектов альтернативной электроэнергетики Якутии составляет более
1,6 МВт [11].
В Якутии одна солнечная электростанция позволяет сэкономить в год от 6 до
14 тонн дизельного топлива. При этом стоимость строительства СЭС составляет от
1,6 до 5,8 млн. руб. в зависимости от установленной мощности. Срок окупаемости
СЭС варьируется от 4 до 10 лет.
Информация
о
параметрах
солнечных
электростанциях,
функционирующих в Якутии, а также о сроке окупаемости этих проектов
представлена в Таблице 6.
Таблица 6. Срок окупаемости солнечных электростанций в Якутии
№
Объект
Выработка
э/э,
тыс.кВтч
Экономия Экономия
топлива в топлива,
год, тонн
тыс. руб.
Стоимость
строительства
солнечной
электростанции,
млн. руб.
Срок
окупаемости,
лет
1
СЭС – 20 кВт –
с.Куду-Кюель
(2013 г.)
23,15
7,4
287
1,6
5,6
2
СЭС – 20 кВт –
с.Дулгалах
(2013 г.)
23,15
8,5
454
1,7
3,8
3
СЭС – 40 кВт –
с.Эйик (2014
г.)
39,70
13,0
730
4,9
6,8
4
СЭС – 20 кВт –
с.Куберганя
(2014 г.)
23,15
6,4
320
2,6
8,2
5
СЭС – 15 кВт –
с.Джаргалах
(2014 г.)
17,36
5,9
271
2,3
8,7
6
СЭС – 40 кВт –
с.Юнкюр
(2015 г.)
39,00
14,2
675
5,8
8,6
7
СЭС – 40 кВт –
с.Бетенкес
(2015 г.)
39,00
12,2
570
5,2
9,1
8
СЭС – 20 кВт –
с.Улуу (2015
г.)
20,00
6,4
290
2,8
9,7
Источник: АО «Сахаэнерго»
Солнечные станции мощностью свыше 1 МВт планируется разместить в
поселках Депутатский и Усть-Куйга Усть-Янского улуса Якутии.
53
Также идет исследование возможностей использования энергии ветра на
побережье Северного ледовитого океана [4]. С 2007 г. в п. Тикси работает ветровая
энергоустановка мощностью 250 кВт, а в п. Быков мыс - 40 кВт.
Чукотский автономный округ
С точки зрения развития возобновляемых источников энергии, то хороший
солнечный потенциал есть в континентальных частях Чукотки, а на побережье ветровой. Годовой приход солнечной радиации составляет 85–100 ккал/см2,
продолжительность солнечного сияния примерно 1800 часов в год.
Наибольшие устойчивые скорости ветра характерны для побережья – 5–7
м/с на севере и 10–12 м/с на юге региона. Однако здесь же велика вероятность
штормовых ветров до 40 м/с, которые зимой сопровождают морозы и оттепели с
суточным перепадом температур до 15–20°С, что усложняет развитие ВИЭ [1].
Таким образом, ресурсы возобновляемой энергии в автономном округе
значительны, но до настоящего времени мало используются.
Схема размещения объектов альтернативной энергетики Чукотского
автономного округа представлена на Рисунке 21.
Рисунок 21. Альтернативная электроэнергетика Чукотского автономного округа
Источник: Всемирный фонд дикой природы
54
Перспективность развития ВИЭ, прежде всего, ветроэнергетики, в
изолированных поселках Чукотского автономного округа, обусловлена в первую
очередь тем, что доставка дизельного топлива становится все дороже.
В 2002 г. в Чукотском автономном округе была построена первая
ветродизельная электростанция, установленная мощность которой составила 2,5
МВт (10 ветрогенераторов по 250 кВт каждый). Станция была соединена линией
электропередач с Анадырской ТЭЦ, но фактически ее можно рассматривать как
пример накопления опыта изолированной эксплуатации.
В первые годы работы выработка электроэнергии достигала 3 млн кВтч./г.,
станция обеспечивала энергией поселок Угольные Копи, а ее излишки
передавались в г. Анадырь. Однако затем из-за проблем с обслуживанием, поломки
гидравлики и поворотных систем разворачивания установки на ветер генерация
сильно снизилась. Встал вопрос о реконструкции станции.
Тем не менее, несмотря на проблемы с эксплуатацией первой
ветроэлектростанции на Чукотке, в перспективе вполне возможно доработать
проект и построить ветровые установки по всему восточному побережью Чукотки.
Из альтернативных видов энергии
использование геотермальных ресурсов.
на
Чукотке
возможно
также
Республика Коми
По состоянию на 1 января 2016 года в Республике Коми работало 37
котельных на биотопливе, а к 1 января 2017 года их количество возросло до 58. В
течение 2017 года планировалось перевести на биотопливо еще 18 котельных [5].
В Республике Коми есть также потенциал для развития ветрогенерации. В
районе Воркуты с 1993 года работает Заполярная ВЭС мощностью 1,5 МВт (6
ветроустановок мощностью 250 кВт каждая) [12].
ТЕХНИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ВНЕДРЕНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
1) Климатические условия
Необходимо учитывать, что на работу объектов альтернативной энергетики
в арктической зоне будет оказывать значительное влияние фактор сезонности. В
частности, солнечные батареи будут давать хороший результат в летний период,
однако в течение полярной ночи их эффективность фактически равна нулю.
Что касается ветровой энергетики, то в период сильных холодов вероятны
поломки, что снижает эффективность работы данного вида генерации.
На строительство объектов ВИЭ в АЗРФ влияет также фактор вечной
мерзлоты и особые требования к оборудованию, которое должно работать в
условиях экстремально низких температур. Например, для предотвращения
температурной деформации фундаментов солнечных батарей применяются
винтовые сваи. Это – достаточно дорогой вид фундамента. К тому же для
55
проведения монтажных работ по установке винтовых свай требуется специальная
техника.
2) Логистика
Доставка оборудования к месту строительства электростанций возможна
лишь в определённый сезон. При этом расстояния, которые нужно преодолеть
транспорту, достаточно велики. Для проведения строительных работ необходима
специальная техника. Данные факторы увеличивают стоимость проектов и сроки
их реализации.
3) Персонал
Эксплуатация оборудования альтернативной электроэнергетики требует
профессиональных навыков. В отдалённых районах нет подходящих кадров – их
нужно готовить.
Тем не менее, при всех сложностях и проблемах, положительный эффект от
использования альтернативных источников энергии в арктической зоне очевиден.
Основным препятствием внедрения объектов ВИЭ в Арктике является недостаток
инвестиций, а также отсутствие комплексного подхода к решению проблемы:
наука – производство – массовое использование.
ПРИМЕНЕНИЕ
ТЕХНОЛОГИИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
БЛОКЧЕЙН
В
АЛЬТЕРНАТИВНОЙ
Технология Блокчейн – это относительно новое понятие, которое, по сути,
является своего рода революцией в сфере хранения и обработки данных.
Универсальность данной платформы в том, что её можно применить практически
в любой сфере экономики.
Блокчейн - это распределённая база данных, которая хранит информацию
обо всех транзакциях участников системы в виде «цепочки блоков» [13].
Рассмотрим пример. Допустим, у нас есть сеть из некоторого достаточно
большого количества узлов, каждый из которых ведёт свой собственный журнал
транзакций. У каждого узла есть доступ ко всей базе данных и её истории. При этом
не существует единого централизованного контролирующего узла, который
осуществлял бы проверку всех транзакций, происходящих в данной системе.
Каждый участник может подтверждать записи своих партнёров по сделке
напрямую, без посредников [14]. При этом в сети отсутствуют доверенные узлы, то
есть, на любом компьютере сети может возникнуть ошибка в записи транзакций
(случайно или преднамеренно). Такая ситуация является типичной для таких
областей деятельности, как банковская сфера, ритейл, логистика и т.п.
В нашей системе существует общий журнал транзакций, доступ к которому
есть у каждого из узлов. Этот общий журнал заполняется на основе данных из
журналов всех узлов системы. При этом необходимо исключить возможности
двойной записи одной и той же транзакции, поскольку в нашей задаче это может
означать двойное расходование одних и тех же средств.
56
При формировании общего журнала транзакций должны соблюдаться
следующие условия:
Транзакции двух разных журналов системы не должны противоречить друг
другу;
Транзакции должны транслироваться во все узлы;
В каждом узле должна обеспечиваться проверка целостности транзакций.
Для того, чтобы защитить информацию от подделки, нужно, во-первых,
ограничить к ней доступ.
Во-вторых, важно найти быстрый и простой способ выявление подделок
данных, т.е. той информации, которая была неправомерно изменена, как
случайно, так и умышленно. В технологии Блокчейн для нахождения таких
несоответствий предлагается использовать так называемый хэш – результат
преобразования информации с помощью хэш-функции. Данная функция
представляет собой последовательность символов в шестнадцатиричном коде. Хэш
легко вычисляется, но при этом восстановить исходную информацию, зная хэш,
невозможно. Даже небольшие изменения информации приводят к значительным
изменениям хэша. Так. Если мы добавим цифру «1» в конце абзаца (см. Таблицу 7),
то результат вычисления хэша изменится кардинально:
Таблица 7. Результат расчёта хэш-функции для исходной информации
Информация
Хэш информации (алгоритм sha256)
Арктика – это единый физикогеографический район Земли,
примыкающий к Северному полюсу и
включающий окраины материков
Евразии и Северной Америки, почти
весь Северный Ледовитый океан с
островами (кроме прибрежных
островов Норвегии), а также
прилегающие части Атлантического и
Тихого океанов.
03a932ce988d1fb769d935ce5b125567442ccdf8e6f82b73
314605094eb1de26
Арктика – это единый физикогеографический район Земли,
примыкающий к Северному полюсу и
включающий окраины материков
Евразии и Северной Америки, почти
весь Северный Ледовитый океан с
островами (кроме прибрежных
островов Норвегии), а также
прилегающие части Атлантического и
Тихого океанов. 1
b2b2ccb152ecb4accfc9b4bfd29498947db89ecd7780b666
7aff8c00a63ef31a
57
Возникает простое, казалось бы, решение: кодировать с помощью хэша
каждую транзакцию, а затем проверять, не происходят ли какие-то изменения. Но
тут возникает следующая проблема: поскольку хэш легко вычисляется, то
мошенник может заменить транзакцию, а потом пересчитать все хэши.
Для того, чтобы такой ситуации не произошло, необходимо совместить
простоту вычисления хэша для проверки информации с трудностью его
вычисления для подделки этой информации. Реализовать эту схему с помощью
технологии Блокчейн можно следующим образом: упаковывать транзакции в
блоки, а затем для блоков вычислять сложные хэши, а для транзакций – простые.
Процесс формирования цепочки блоков проиллюстрирован на Рисунке 22:
Рисунок 22. Технология формирования и закрытия блока
В каждый последующий блок цепочки складываются транзакции до тех пор,
пока блок не будет заполнен полностью. Затем блок закрывается и вычисляется
сложный хэш этого блока, который впоследствии кладётся в следующий
формируемый блок и т.д. Считается, что при такой технологии защиты
информации после закрытия шестого по счёту блока в цепочке, получить
несанкционированный доступ к данным из первого блока этой же цепочки
технически невозможно при имеющихся на сегодняшний день компьютерных
мощностях.
Технология Блокчейн позволяет производителям и потребителям
электроэнергии проводить денежные расчёты напрямую, минуя посредников.
Для того, чтобы обеспечить соблюдение баланса спроса и предложения
электроэнергии можно использовать так называемые «умные контракты» на
платформе Блокчейн, которые представляют собой машинные алгоритмы,
описывающие условия и события (например, возникновение избытка или,
напротив, дефицита мощности, рост потребления электроэнергии в
определённый момент времени и т.д.)
Технология Блокчейн уже успешно используется в электроэнергетике
Германии и Нидерландов.
58
КИБЕРБЕЗОПАСНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И БЛОКЧЕЙН
Кибератаки на энергообъекты в последнее время стали происходить всё
чаще. Если раньше кибермошенники проявляли интерес, в основном, к взлому
финансовых систем, где можно было практически мгновенно получить реальные
деньги, то сейчас всё изменилось. Политическая ситуация в мире сегодня такова,
что что находятся лица, готовые заплатить хакерам за взлом объектов критической
инфраструктуры, для того, чтобы использовать затем данные инциденты в своих
целях.
Энергообъекты могут пострадать как от атак общего характера (например,
как это было в прошлом году в случае с вирусами WannaCry и Petya), так и от
таргетированых атак, когда хакеры целенаправленно взламывают систему
безопасности одного конкретного объекта или определённой группы объектов.
Проблемы в энергоснабжением, которые почти всегда являются следствием
успешно проведённой хакерской атаки, причиняют региону значительный ущерб
и приводят к серьёзным последствиям. Например, в декабре 2015 года кибератака
на энергообъекты украинской компании «Прикарпатьеоблэнерго» привела к тому,
что 225 тыс. жителей Ивано-Франковской области в течение почти 6 часов
оставались без электричества.
Похожая кибератака была осуществлена в конце 2016 года в Киеве на
подстанции «Северная». В результате последовали отключения электричества в
ряде районов северной части правобережья Киева и прилегающим к ним районов
области.
Ещё одним громким инцидентом стала фишинговая атака на
южнокорейскую энергетическую компанию Hydro and Nuclear Power в 2014 году:
злоумышленники отправили сотрудникам компании более пяти тысяч
вредоносных писем, с помощью которых смогли похитить чертежи и инструкции
по обслуживанию нескольких атомных реакторов.
Вероятность целенаправленных атак зависит, главным образом, от двух
составляющих: от цены «услуг взлома» и от масштаба последствий. При этом, чем
выше негативный масштаб последствий, тем большую цену будет готов заплатить
потенциальный заказчик кибератаки.
В арктических регионах существует ряд факторов риска, которые могут
привести к значительному ущербу при отключении электроэнергии. К ним
относятся такие факторы, как:
1) Холодный климат;
2) Недостаточное
регионе;
количество
резервных
источников
электроэнергии
в
3) Наличие в регионе крупных промышленных предприятий, имеющих
стратегическое значение.
Таким образом, масштаб последствий от атаки на энергообъекты в
арктических регионах может вызвать серьёзный резонанс. А если ещё учесть, что в
59
последнее время к Арктике проявляет повышенное внимание мировое сообщество
из-за богатых природных ресурсов данного региона, то любой подобный
инцидент, скорее всего, станет предметом для спекуляций мирового масштаба.
Что касается второго фактора – цены «услуг взлома» - то она падает с каждым
днём, поскольку технологии развиваются, появляются новые инструменты взлома,
хакеры становятся всё более подготовленными. Всё это, безусловно, увеличивает
риски для электроэнергетической сферы арктических регионов России.
Возможные
угрозы
безопасности
для
объектов
инфраструктуры можно разделить на внешние и внутренние.
энергетической
К внутренним угрозам относятся:
1) Невыявленные ошибки в программном обеспечении;
2) Потеря или кража устройств сотрудников;
3) Неправильное использование устройств сотрудниками;
4) Злонамеренные действия сотрудников.
Внешние угрозы – это:
1) Вирусы, черви и троянские программы;
2) Таргетированые атаки;
3) Перехват и хищение данных.
На сегодняшний день для защиты объектов критической инфраструктуры
применяется ряд стандартных методов. К ним относятся такие механизмы, как:
антивирусное и антишпионское ПО, фильтрация посредством межсетевых
экранов, списки контроля доступа, системы предотвращения вторжений,
виртуальные частные сети и многое другое. Тем не менее, ни один из
вышеперечисленных методов не может полностью защитить систему от кибератак.
Даже использование всех этих решений в комплексе позволяет лишь значительно
снизить вероятность того, что кибератака злоумышленников увенчается успехом,
но при этом всё зависит во многом от профессионализма хакера.
Преимущество технологии Блокчейн с точки зрения кибербезопасности
заключается в том, что в Блокчейн система построена по принципу одноранговой
сети, где все компьютеры соединены друг с другом и имеют равные права,
поскольку центральный контролирующий узел при такой архитектуре
отсутствует (см. Рисунок 23).
60
Рисунок 23. Различие в архитектуре классической системы и системы на основе
Блокчейн
Чем одноранговая сеть Блокчейн лучше с точки зрения кибербезопасности
по сравнению с классической моделью «Клиент-сервер», используемой
практически повсеместно?
Во-первых, для взлома Блокчейна злоумышленнику придётся взломать
тысячи компьютеров одновременно вместо одного сервера.
А во-вторых, можно быть уверенным, что данные в Блокчейне никогда не
будут удалены, потому что их придётся удалить со всех узлов, а это – невозможно.
Блокчейн может защитить от следующих угроз:
1) Атака посредника;
2) DDoS-атаки;
3) Манипулирование данными.
Атака посредника
Атака посредника – это вид атаки в криптографии, когда злоумышленник,
подключившись к каналу между контрагентами, осуществляет вмешательство в
протокол передачи, удаляя или искажая информацию.
Если не используется технология Блокчейн, то обмен данными между
Клиентом и Сервером происходит классическим образом: в процессе передачи
данных Клиент запрашивает у Сервера открытый ключ, с помощью которого
данные будут шифроваться при отправке. Злоумышленник, взломав систему
Сервера, встраивается в цепочку между Клиентом и Сервером и отправляет
Клиенту свой открытый ключ от имени Сервера (см. Рисунок 24).
61
Рисунок 24. Атака посредника
При использовании технологии Блокчейн такая подмена невозможна,
поскольку, когда пользователь публикует открытый ключ в сети Блокчейн в
зашифрованном виде, то об этом сразу же «узнают» все узлы сети. Таким образом,
если злоумышленник будет рассылать фейковые ключи, то подделку сразу же
распознают.
DDoS-атака
DDoS-атака – это вид атаки, которая нацелена на то, чтобы ограничить
пропускную способность сетевого ресурса.
Веб-серверы всегда имеют ограничение по количеству запросов,
обрабатываемых одновременно. Если число обращений к серверу превышает его
возможности, то возникают проблемы с уровнем обслуживания.
В процессе DDoS-атаки злоумышленник намеренно перегружает Сервер
большим количеством запросов, которые Сервер не в состоянии обработать. В
результате Клиент не может соединиться с Сервером из-за того, что Сервер
перегружен (см. Рисунок 25).
Рисунок 25. DDoS-атака
Если информацию, хранящуюся на сервере, распределить по всем узлам
сети Блокчейн, то это позволит защитить всю инфраструктуру, поскольку
злоумышленники не смогут атаковать одновременно все узлы.
62
Манипулирование данными
Злоумышленник может взломать систему и затем попытаться изменить
хранящуюся в ней информацию. Но если в системе используется технология
Блокчейн, то по всем транзакциям рассчитывается хэш-сумма, которая хранится в
виде распределённой базы данных. С помощью хэш-суммы контролируется
неизменность записанной в базу информации. Поскольку контрольная хэш-сумма
хранится в распределённом виде во всех узлах системы, то злоумышленник не
сможет её подделать.
Если же злоумышленник попытается просто поменять информацию, не
меняя при этом хэш-сумму, то такая транзакция будет отклонена системой,
поскольку контрольные хэш-суммы не будут совпадать (см. Рисунок 26).
Рисунок 26. Манипулирование данными
Таким образом, с помощью Блокчейн достигается надёжная защита от
ошибок персонала, злонамеренных действий сотрудников, от вреда,
причиняемого вирусами и троянами, а также от других внутренних и внешних
киберугроз.
Сегодня технология Блокчейн находится в самом начале пути своего
развития и пока что используется, в основном, только для хранения данных.
Однако в будущем вполне вероятно применение Блокчейн для создания
различных алгоритмов, проведения экспертной оценки и принятия
управленческих решений без участия человека, а также генерации идей и
хранения знаний [15]. Это актуально для многих отраслей экономики, но для
электроэнергетики – особенно важно. Дело в том, что электроэнергию нельзя долго
хранить, а при передаче по ЛЭП часть электроэнергии теряется, что становится
серьёзной проблемой при увеличении расстояния от генерирующей станции до
конечного потребителя. С помощью Блокчейн можно было бы в будущем
разработать эффективную систему распределения электроэнергии между
потребителями, которая была бы способна быстро реагировать на изменение
ситуации, находя оптимальное решение данной задачи в каждый момент времени.
63
Это означает, что технология Блокчейн после прохождения ряда этапов
сможет работать как искусственный интеллект, способный не только заменить
практически весь административный персонал электростанций, выполняющий
рутинную работу по проверке операций: платежей, контроля за обеспечением
потребителей электроэнергией и т.п, но и, в конечном счёте, возьмёт на себя задачи
более высокого уровня. Такими задачами могут стать, к примеру, задачи по
построению прогнозов потребления электроэнергии крупными предприятиями,
отраслевыми сегментами, регионами и т.д., принятие решений по эффективному
управлению энергоснабжением потребителей, а также построение энергетических
стратегий на региональном и федеральном уровне. При этом с помощью
технологии Блокчейн в перспективе можно будет предусмотреть различные схемы
контроля за выполнением этих стратегий развития путём мониторинга ряда
показателей и своевременной корректировки реализуемого плана для достижения
более высоких результатов.
Таким образом, использование технологии Блокчейн в электроэнергетике
позволяет не только решить такую актуальную на сегодняшний день проблему как
обеспечение надёжности снабжения потребителей электроэнергией, но может
также уже в ближайшие десятилетия перевести весь процесс управления
энергосистемами регионов на принципиально новый уровень, где большая часть
работы будет осуществляться автоматически. При этом люди, работающие в сфере
электроэнергетики, все равно будут нужны. Их задачей станет эффективное
взаимодействие с интеллектуальными компьютерными системами по
формированию принципиально новых моделей принятия управленческих
решений в данной отрасли. Это потребует от персонала электростанций высокой
квалификации не только в сфере электроэнергетики, но и глубоких знаний в таких
направлениях,
как
математическое
моделирование,
имитационное
моделирование, эвристические методы и т.д., а также способности быстро
адаптироваться к внедрению новых информационных технологий.
ВЫВОДЫ
В российских арктических регионах альтернативная электроэнергетика
развита достаточно слабо, несмотря на то, что имеется широкий потенциал для
осуществления подобных проектов. В Арктике есть возможность использования
энергии ветра, солнца, биомассы, энергии приливов и отливов, а также
геотермальной энергии. При этом применение традиционного топлива не только
наносит серьёзный ущерб хрупкой экосистеме Севера, но ещё и является
экономически неэффективным, поскольку себестоимость электроэнергии,
производимой на дизельных электростанциях очень высока (80-120 руб./кВтч при
средней стоимости электроэнергии по стране 3-4 руб./кВтч). Это объясняется
сложностью доставки дизельного топлива в отдалённые районы Крайнего Севера
из-за неразвитой логистики и суровых климатических условий.
Использование альтернативных источников энергии не только снизит
нагрузку на экосистему региона, но и принесёт ощутимую экономическую выгоду
из-за сокращения использования дизельного топлива. Кроме того, альтернативная
энергетика позволит увеличить надёжность энергоснабжения территорий АЗРФ за
счёт появления резервных источников энергии. Тем не менее, полностью уйти от
64
использования традиционных источников энергии в Арктике на сегодняшний
день не представляется возможным.
Применение технологии Блокчейн в арктической электроэнергетике
откроет ряд возможностей для развития данной сферы. В частности, Блокчейн
позволит производителям и потребителям электроэнергии проводить денежные
расчёты напрямую, минуя посредников (банки, платёжные системы, организации,
занимающиеся перепродажей электроэнергии и т.д.).
Кроме того, так называемые «умные контракты» на основе технологии
Блокчейн смогут обеспечить соблюдение баланса спроса и предложения
электроэнергии. С помощью «умных контрактов» можно создавать различные
алгоритмы, описывающие условия и события (например, возникновение избытка
или, напротив, дефицита мощности, рост потребления электроэнергии в
определённый момент времени и т.д.)
Ещё одним преимуществом Блокчейн является высокий уровень защиты
системы от киберугроз.
Технология Блокчейн на сегодняшний день в российской электроэнергетике
не применяется. При этом за рубежом подобные проекты уже доказали свою
эффективность в энергосистемах, где используются преимущественно
альтернативные источники энергии небольшой мощности (солнечные
электростанции, ветровые и т.д.) В частности, технология Блокчейн успешно
используется в электроэнергетике таких стран, как Германия и Нидерланды.
В качестве дальнейшего развития проекта предлагается проработать
следующие направления деятельности в данной области:
1) Стратегическое направление
Выделить арктические разделы в Государственной программе
энергоэффективности и развития энергетики;
Проработать меры государственной поддержки и методологические
рекомендации по созданию технопарков высоких технологий на
территориях Арктической зоны РФ;
2) Экономическое направление
Провести комплексный анализ возможностей строительства
энергообъектов в арктических регионах с целью выделения районов,
где эффективно задействовать те или иные возобновляемые
источники энергии: ветер, солнце, биомассу и т.д.;
Проработать механизмы поддержки: льготное налогообложение,
субсидирование и тарифообразование для участников рынка ВИЭ
(энергетические
компании,
производители
оборудования,
потребители, инвесторы и т.д.);
65
3) Инвестиционное направление
Разработать специальные гарантии для инвестиционно-финансовых
групп
в
целях
повышения
привлекательности
отрасли
альтернативной электроэнергетики;
Проработать вопрос о применении механизма «зелёных» концессий
при реализации проектов с использованием возобновляемых
источников энергии на всех уровнях развития отрасли;
Изучить возможность применения в данной отрасли механизма
специальных инвестиционных контрактов Фонда развития
промышленности с особыми условиями финансирования отрасли;
Подготовить нормативно-правовую базу по развитию рынка
концессионных облигаций и проектов устойчивой инфраструктуры;
4) Техническое направление
Разработка стандартов по строительству объектов альтернативной
энергетики в условиях Севера;
Внедрение технологии Блокчейн в систему обеспечения работы
электростанций арктических регионов;
5) Исследовательское направление
Проведение научно-исследовательских работ;
Организация симпозиумов, конференций и научных семинаров;
6) Образовательное направление
Подготовка кадров.
Данные меры должны выноситься на обсуждение и дальнейшую проработку в
следующих организациях:
1) Экспертный Совет по вопросам законодательного обеспечения развития
районов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей, районов
Дальнего Востока, а также территорий, входящих в АЗРФ;
2) Совет по Арктике и Антарктике Совета Федерации;
3) Министерство энергетики РФ;
4) Министерство экономического развития РФ;
5) Министерство промышленности и торговли РФ;
6) Министерство образования РФ;
7) Московская межбанковская валютная биржа (ММВБ);
66
8) Роснано, Росатом, Газпромнефть и другие крупные компании,
занимающиеся
вопросами
альтернативной
электроэнергетики
в
арктических регионах России.
67
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бердин В.Х., Кокорин А.О., Юлкин Г.М., Юлкин М.А. Возобновляемые
источники энергии в изолированных населённых пунктах Российской
Арктики. – М: Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2017. – 80 c.
2. International Energy Outlook 2017, U.S. Energy Information Administration
3. Использование возобновляемых источников энергии для энергоснабжения
потребителей в Арктической зоне Российской Федерации / О. С. Попель, С.
В. Киселева, М. О. Моргунова и др. // Арктика: экология и экономика. —
2015. — № 1(17). — С. 64–69.
4. Север и Арктика в новой парадигме мирового развития: актуальные
проблемы, тенденции, перспективы.Научно-аналитический доклад / под
науч. ред. д.э.н, проф. В.С. Селина, д.э.н., проф. Т.П. Скуфьиной, к.э.н., доц.
Е.П. Башмаковой, к.э.н., доц. Е.Е. Торопушиной. – Апатиты: КНЦ РАН, 2016.
– 420 с.
5. http://eenergy.media/2017/07/12/v-arktike-vozmozhno-shirokoe-primenenievie/
6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.:
Одобрена распоряжением Правительства РФ от 22.02.2008 № 215-р. [Эл.
ресурс]: Доступ из СПС «КонсультантПлюс».
7. Схема территориального планирования РФ в области энергетики:
Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 11.11.2013 N 2084-р [Эл.
ресурс]: Доступ из СПС «КонсультантПлюс».
8. Программа оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия)
2016-2025 гг., доклад заместителя генерального директора ПАО
«Якутскэнерго» по инновациям и развитию А.Саначёва
9. Смоленцев Д.О. Развитие энергетики Арктики: проблемы и возможности
малой генерации // Арктика: экология и экономика. – 2012. – № 3
10. https://energy.s-kon.ru/o-perspektivah-i-nishah-ispolzovaniyavozobnovlyaemyh-energoresursov-v-arktike/
11. Опыт эксплуатации систем солнечной генерации в условиях Крайнего
Севера, доклад заместителя генерального директора по инновациям,
НИОКР и капитальному строительству АО «Сахаэнерго» А.К.Корякина,
2017 год
12. О.Е.Коновалова, Г.В.Никифорова Малая возобновляемая энергетика на
северо-западе Арктики. Труды Кольского научного центра/ под ред. д.г. м.н, проф. Ю.Л.Войтеховского. - Апатиты КНЦ РАН, 2016. – 134 с.
13. Лопатин В.А. Блокчейн как источник инноваций: настоящее и будущее
[Текст] / В.А. Лопатин // ПЛАС. – 2016. - № 6
68
14. Янсити, Марко, Лакхани Карим. Правда о блокчейне [Текст] / Марко
Янсити, Карим Лакхани // Harvard Business Review Россия. – 2017. - № 1.
15. Mougayar, William. The Business Blockchain: promise, practice and application of
the next Internet technology [Текст] / William Mougayar. - Wiley, 2016, p.208
69
Отзывы:
Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв