Альтернативная энергетика в Татарстане: направления развития

Способы получения энергии для нужд человека принято разделять на традиционные и альтернативные. Несмотря на то, что представление об альтернативной энергетике чаще всего ограничивается ветряными и солнечными электростанциями, к альтернативным относится целый ряд источников энергии:

1. Возобновляемые источники энергии, такие, как энергия ветра, солнечного света, движения воды, а также геотермальная энергия.
2. Производство топлива по замкнутому углеродному циклу (биогаз, синтетический метан, биоэтанол и пр.).
3. Более полное использование невозобновляемых источников энергии (например, попутный газ).

Использование всех перечисленных источников энергии экономически целесообразно. Однако, например, электростанции, использующие возобновляемые источники энергии, не производят выбросов в атмосферу парниковых и токсичных газов, а производство топлива по замкнутому углеродному циклу не увеличивает долю СО2 в атмосфере. Поэтому, говоря об альтернативной энергетике, далее мы будем подразумевать энергоустановки первых двух типов.

Развитие альтернативной энергетики в Татарстане находится на зачаточном уровне. Несмотря на усилия отдельных компаний (например, ОАО «Татнефть») по строительству ветроустановок, а также ввод в строй ряда малых ГЭС (например, Карабашская ГЭС мощностью 500 кВт), доля нетрадиционных источников в структуре общей выработки электроэнергии республики составляет менее 1%.

При этом «Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы» [1] предусматривает строительство 25 малых ГЭС, а также 146 ветроустановок до 2020 года. Суммарная выработка этих перспективных станций оценивается в 1.382 млн кВт·ч в год [2], что должно составить около 5% от потребления электроэнергии в республике.

Применимость альтернативных энергоустановок ограничивает ряд проблем, лежащих как в технической, так и в экономической плоскости. К техническим относятся непостоянство работы возобновляемых источников энергии (нерегулярный сток малых рек — в условиях нашего климата значительную часть года реки находятся подо льдом, изменения скорости ветра и количества солнечных дней), а также пока ещё сравнительно низкий КПД ветро- и гелиоустановок (хотя этот показатель медленно, но верно повышается).

К экономическим проблемам относится, в первую очередь, высокая стоимость самого оборудования, а также необходимость регулярной замены дорогостоящих аккумуляторных батарей, входящих в состав энергоустановки.

Существует также ряд проблем, связанных с управлением работой альтернативных энергоустановок. С одной стороны, это неспособность конкурировать на равных с классическими тепло- и гидроэлектростанциями в рамках единой энергосистемы. Дело в том, что по большей части электроэнергия продаётся на оптовом рынке, и для того, чтобы осуществлять такую торговлю, генератор должен содержать целый штат сотрудников — нужно выдерживать правила Администратора торговой системы, соблюдать торговый график и так далее. Кроме этого, для того, чтобы работать в единой энергосистеме, нужно выполнить целый ряд технических требований. Мелкие генераторы не могут нести все эти расходы наряду с крупными производителями электроэнергии.

С другой стороны, если говорить не о единой, а о локальной, автономной энергосистеме, то возникает вопрос о потреблении излишков производимой энергии. Излишки возникают постольку, поскольку потребление электроэнергии в течение суток изменяется, в то время как генерирующие мощности должны вырабатывать столько электроэнергии, сколько необходимо на пике потребностей. Эта проблема может быть решена либо путём субсидирования производства этих излишков (то есть субсидирования отказа от работы в единой энергосистеме), либо поиска каких-либо вариантов выгодного использования этих излишков.

Несмотря на наличие проблем при внедрении, в ряде случаев создание автономных локальных энергетических систем на базе альтернативных энергоустановок целесообразнее, нежели централизованное энергоснабжение. Дело в том, что для удалённых потребителей, которым требуются небольшие мощности, стоимость технологического присоединения существенно вырастает, поскольку в неё включаются затраты на постройку сетевого хозяйства (линии электропередач, подстанции и т.д.). Снизит такой подход и потери электроэнергии, а также количество отказов на линиях электропередач, что позволит уменьшить издержки сетевой компании.

За примерами далеко ходить не надо. Участки для многодетных семей, выделенные недалеко от деревни Каймары (Высокогорский район), находятся на достаточном удалении от электрических сетей. Количество домохозяйств, к которым требуется подвести электроэнергию, — около 6000. Необходимая для этого мощность ориентировочно составит не менее 30 мегаватт. Чтобы обеспечить такой уровень нагрузки вблизи посёлка, нужна не только линия электропередач, но и подстанция. Стоимость строительства только высоковольтной линии составляет не менее 2 млн. рублей за километр, поэтому можно представить какие средства придется потратить бюджету для обеспечения электроснабжения этих участков.

При этом участки находятся на достаточно возвышенном месте, рядом протекает небольшая речка. Экономически целесообразным может быть установка здесь ветропарка (стоимость одного «ветряка» мощностью 5 кВт составляет порядка 400 тыс. рублей) и строительство микроГЭС для того, чтобы обеспечить хотя бы часть потребности в электроэнергии — в таком случае возможно хотя бы уменьшить количество линий электропередач, которые потребуется подвести к посёлку. В этом случае вопрос заключается и в удобстве для новых поселенцев. Можно, к примеру, ждать два года и потратить 500 млн рублей на вновь вводимое оборудование сетей, при этом получить незагруженную подстанцию, на которой нагрузка дойдет до приемлемой в течение не менее 5 лет (до тех пор, пока все построятся и заселятся). А можно в течение месяца за 60 млн рублей смонтировать ветропарк, покрыть потребности первых 200 хозяйств, позволив им начать работу по освоению участков.

Перспективным также является использование опыта ОАО «Татнефть» по совмещению ветроустановки и микроГЭС с солнечной установкой (такой комплекс кратко обозначается как ВСГЭС).

Преимущества подобного комплексного решения следующие:

1. Сравнительно короткие сроки строительства по сравнению с периодом ожидания строительства подстанции и высоковольтной линии (и решения соответствующих финансовых вопросов).
2. Возможность круглосуточного пользования электроэнергией (днём — ветро- и гелиоустановки, ночью — микроГЭС)
3. Возможность начать освоение участков параллельно с постройкой сетевого хозяйства для электроснабжения посёлка.
4. Низкая интенсивность воздействия на окружающую среду (что впрочем относится не только конкретно к этому комплексному решению, но и к каждой его составной части).

Схема совмещения ветрогенерации, солнечных батарей и микроГЭС при достаточном уровне проработанности может также снизить затраты на оборудование и эксплуатацию всей энергоустановки, поскольку позволит полностью отказаться либо минимизировать использование аккумуляторных батарей. Дело в том, что в большинстве энергоустановок, использующих возобновляемые источники, предусматривается наличие аккумуляторов для того, чтобы иметь возможность пользоваться электроэнергией во время невозможности работы основной установки (обычно ночью, когда не светит солнце и стихает ветер). Применение аккумуляторов имеет определённые недостатки: недостаточная ёмкость для полноценной работы в течение длительного времени, гораздо меньший ресурс работы аккумулятора по сравнению с ресурсом основной установки, высокая стоимость замены аккумуляторной батареи. Совмещённая энергоустановка, включающая в себя ветрогенератор, солнечную батарею и микроГЭС, может работать без аккумуляторов, которые после отработки ресурса нужно ещё и утилизировать.

Применение ВСГЭС актуально для потребителей, характеризующихся двумя основными признаками:
— отдалённость от электрических сетей;
— небольшая мощность, требуемая потребителю.

Под эти критерии подходят потребители сельских поселений (население, небольшие фермы), объекты инфраструктуры (автозаправочные станции, вышки сотовой связи), объекты нефте- и газодобычи.

В территориальном разрезе применение ВСГЭС наиболее перспективно для районов правого берега Волги (Верхнеуслонский, Камскоустьинский районы), юга республики (Алькеевский, Нурлатский районы), нефтяного юго-востока (Бугульминский район) [3], причём в этих регионах республики имеются приемлемые природные условия для функционирования всех компонентов ВСГЭС. При этом для южных районов применение ВСГЭС особенно актуально, поскольку в ряде случаев электрическая нагрузка на существующих подстанциях там составляет менее 5% — фактически такие подстанции работают только на технические потери.

В качестве ещё одной возможности для более глубокого использования потенциала альтернативной энергетики можно рассматривать выработку синтетических топлив на основе органического сырья, производимого в аграрном секторе республики. Спектр вариантов здесь достаточно широк: биогаз, биоэтанол, синтетический метан, синтетическое дизельное топливо. Такое производство достаточно легко останавливается и возобновляется, поэтому оно само может быть обеспечено электроэнергией от альтернативных источников — это и может быть тем самым выгодным вариантом потребления излишков электроэнергии в локальных автономных энергосистемах во время минимумов нагрузок.

Успешное прикладное «предметное» применение альтернативной энергетики для нужд экономики Татарстана в конечном счёте решает две глобальные задачи: снижение газовой зависимости Татарстана в производстве электроэнергии и развитие передовых технологий. Более того, возможностей татарстанской науки и промышленности достаточно для того, чтобы в среднесрочной перспективе полностью обеспечить нашу энергетику татарстанскими энергоустановками. Для того, чтобы в перспективе достигнуть успехов на этом направлении, государство должно выступить в роли катализатора развития альтернативной энергетики, в том числе частной инициативы в этой области — такой путь прошли все развитые страны, добившиеся в этой сфере значительных успехов.

Раиль Ильдарханов