|
 |
 |
 |
 |
 |
РУБРИКА "Некопеечное дело"«Зеленая» энергия
 Большинство развитых стран на государственном уровне продвигает развитие экологически чистых источников энергии на основе использования потенциала ветра, солнца и воды. Опыт внедрения нетрадиционной энергетики есть и в Башкирии, правда, как и в России в целом, он имеет ограниченный характер, а при существующей законодательной базе и стоимости генерирующего оборудования не сулит экономических перспектив.
Деньги на ветер
Впервые мысль использовать энергию ветра в нашем регионе зародилась в конце 1980 годов. Специально созданное НПО «Ветроэн» должно было наладить производство ветрогенераторов на базе ряда машино-строительных предприятий Уфы. Но этот проект умер вместе с СССР.
К идее вернулись в 1998 году, когда по заказу «Башкирэнерго» был выполнен комплексный анализ ветропотенциала республики. Результаты получились неутешительными. Для нормальной работы ветрогенераторов скорость воздушных потоков должна быть не меньше 5 метров в секунду. Такие скорости в Башкирии бывают лишь 10-27% дней в году, причем далеко не во всех районах. По оценкам экспертов, для размещения ветроэлектростанций (ВЭС) подходит всего один процент территории РБ. Это объясняется отсутствием морских побережий и наличием естественных преград в виде лесов, холмов и гор.
Подходящую площадку для первой ВЭС все же нашли на Туймазинско-Белебеевской возвышенности недалеко от деревни Тюпкильды. Среднегодовая скорость ветра на высоте 40 метров составляет здесь около 6 метров в секунду, что позволяет генераторам успешно работать. Как нельзя кстати удалось купить и дешевое оборудование - обанкротившаяся германская фирма HAG продавала свои 550-киловаттные установки, пролежавшие на складе пять лет, вдвое дешевле общемировых цен. В 2000 году башкирские энергетики приобрели 4 таких агрегата, а два года спустя они дали первый ток. 2,2-мегаваттная ВЭС «Тюпкильды» стала третьей по мощности в России и одним из наиболее масштабных проектов, реализованных в сфере «зеленой» энергетики.
Туманные перспективы
Первые годы тюпкильдинские ветряки выдавали менее 10% своей заявленной мощности. Сказывались как конструктивные недоработки и ошибки при монтаже, так и отсутствие опыта эксплуатации подобных устройств специалистами уфимской ТЭЦ-1, на баланс которой была передана ветроэлектростанция. Постепенно недостатки устранялись, два года назад все четыре агрегата комплексно отремонтировали и установили новую систему контроля и управления, в результате весной 2011 года станция вышла на максимум производительности, дав только за первый квартал 203 тысячи киловатт-часов.
Несмотря на в целом успешное решение основных эксплуатационных проблем, опыт работы одной из крупнейших в стране ветроэлектро-
станций показал их экономическую бесперспективность как в качестве основных, так и резервных источников электроснабжения. По итогам 2011 года убыток от работы ВЭС «Тюпкильды» составил 5,3 миллиона рублей, а себестоимость произведенного киловатта - 10 рублей 45 копеек, что в пять раз выше действующих тарифов.
На фоне этих цифр будущее башкирской ветроэнергетики выглядит весьма туманно. В нашем регионе слишком мало мест с достаточной силой ветра, а сами станции требуют регулярного ремонта и обслуживания. Цена ветрогенераторов российского производства колеблется от 40 до 114 тысяч рублей за киловатт мощности, что делает их трудноокупаемыми и нередко уводит рентабельность в минус. Вырабатываемый электроток получается поистине «золотым». Расчетная себестоимость производства киловатта электроэнергии с помощью ветра в Башкирии составляет 10-15 рублей, при действующем тарифе для населения в 2,02 рубля. В итоге ВЭС «Тюпкильды», занимающая 0,0005-0,005% общереспубликанского производства электроэнергии, вероятнее всего так и останется оригинальным, но единственным в своем роде проектом.
Нужно сказать, что слабое развитие ветроэнергетики характерно для всей страны - общая мощность ВЭС составляет всего 15,5 мегаватта - по этому показателю Россия занимает 56-е место в мире.
Убыточный свет
Природно-климатический фактор влияет не только на рентабельность использования энергии ветра, но и солнечного света. Крупных солнечных электростанций в Башкирии, как впрочем и России, вообще пока нет, однако, имеющиеся данные позволяют рассчитать их возможную эффективность.
Производители предлагают множество типов солнечных батарей, но наибольшее распространение получили плоские модели на основе кремния, занимающие более 90% мирового рынка. Солнечные батареи могут эффективно работать лишь в теплое время года с достаточной продолжительностью светового дня. Применительно к нашему региону, это около 200 дней в году. Максимальный потенциал солнечного излучения отмечен в районе Мелеуза, минимальный - у Нефтекамска. Уфа находится примерно в середине списка. Расчеты, проведенные Центром энергосбережения РБ, показали, что использование солнца для производства электроэнергии не позволяет окупить даже затраты на покупку оборудования.
Для примера были взяты две импортных солнечных батареи мощностью по 130 ватт стоимостью 76 тысяч рублей, способные проработать 25 лет. Даже если батареи установить в наиболее солнечном в Башкирии городе Мелеузе, расчетная себестоимость выработки одного киловатта составит 9,2 рубля. В итоге при действующих тарифах солнечная электростанция окупит себя лишь через 135 лет!
Но это не значит, что солнечные батареи абсолютно неэффективны. Они могут быть оправданы там, где потребление тока не велико, а подведение электросетей представляет проблему. В Уфе поликристаллические элементы успешно используются для подсветки дорожных знаков и рекламных щитов. Первый такой щит появился по улице Менделеева у остановки «Лесная». На нем смонтирована солнечная батарея, аккумуляторы, контроллер заряда, фотодатчик и светодиодный прожектор мощностью всего 12 ватт. Даже в пасмурный зимний день накопленной световой энергии вполне хватает для ночной работы экономичных светодиодных фонарей.
С другой стороны, попытки использовать энергию солнца для более масштабных задач себя не оправдали. Несколько лет назад одна из коммерческих фирм в порядке эксперимента установила солнечные батареи на крыше остановки «Микрорайон Молодежный» по улице Сагита Агиша. Получаемого электротока должно было хватить как на подсветку остановки, так и обогрев и внутреннее освещение остановочного павильона. Но дальнейшего развития эксперимент так и не получил, а судя по заброшенному виду самого павильона, идея оказалась бесперспективной.
Гидропотенциал
По оценкам экспертов, наилучшие экономические перспективы в сфере «зеленой» энергетики в Башкирии имеют малые и микроГЭС, мощность которых не превышает 10 мегаватт. В республике протекает 1120 рек общей протяженностью свыше 20 тысяч километров. Горный рельеф и перепад высот, создающие большой напор воды, играют ключевую роль в перспективности использования небольших гидроэлектростанций. Суммарный потенциал башкирских малых рек оценивается в 4,8 миллиарда киловатт-часов в год. Расчетная себестоимость выработки киловатта на малых ГЭС нашего региона, в зависимости от мощности станции, колеблется от 20 копеек до 1,3 рубля, что можно назвать весьма неплохим показателем.
В 1999-2005 годах в разных районах Башкирии было построено 4 малых ГЭС мощностью от 112 до 700 киловатт и 5 микроГЭС мощностью менее 100 киловатт. В основном станции строились вблизи населенных пунктов с незамерзающими реками, испытывающими дефицит электричества. Однако после нескольких лет интенсивного строительства процесс резко пошел на спад. Начиная с 2005 года ни одной новой малой ГЭС в нашей республике так и не появилось.
Причина проста - уже первый опыт работы небольших гидротурбин показал их низкую эффективность, особенно заметную в условиях маловодья. По итогам 2011 года среди 8 действующих малых ГЭС убыточны оказались семь, а прибыль в 6 тысяч рублей принесла только одна МГЭС «Узян». За год она выработала 133 тысячи кВт/ч электроэнергии, при себестоимости 1 рубль 22 копейки за киловатт.
Повторилась практически та же история, что и с ВЭС «Тюпкильды». Работа гидротурбин очень сильно зависит от уровня, а значит и напора воды. На крупных ГЭС, интегрированных в единую энергосеть, этот недостаток не играет особой роли. Малые станции, рассчитанные на потребности небольших населенных пунктов, в период маловодья и падения уровня рек могут оставить их вообще без электричества, что требует подведения обычных сетей. Фактически гидротурбины играют роль резервных энергоисточников, эффективных лишь весной, в начале лета и поздней осенью, но требующих регулярного ремонта и обслуживания. Для крупной генерирующей компании небольшие ГЭС в отдаленных, часто малодоступных районах абсолютно бесперспективны, а сельские поселения навряд ли смогут взять станции на свой баланс, что и объясняет потерю интереса к малой гидроэнергетике.
Дело государственной важности
Несмотря на ряд реализованных проектов, в плане производства «зеленой» энергии Россия не входит даже в первую двадцатку стран, уступая большинству далеко не самых развитых государств Восточной Европы и Латинской Америки. После нескольких пробных шагов альтернативная энергетика была практически забыта и в Башкортостане. Строительство серии малых ГЭС и опытной ветроэлектростанции «Тюпкильды» носили скорее характер эксперимента, доказавшего их крайне низкий экономический потенциал.
- При существующих тарифах на электроэнергию и высокой стоимости оборудования нетрадиционная энергетика на основе возобновляемых ресурсов в плане конкурентоспособности полностью проигрывает обычной, - считает директор АНО «Центр энергосбережения РБ» Игорь Байков. - Для развития нетрадиционных видов генерации нужны законодательно оформленные стимулирующие меры как на уровне региона, так и страны.
Аналогичные проблемы приходится решать во всем мире - производство «зеленой» энергии практически везде обходится в разы дороже обычной. Развитие электростанций на основе неисчерпаемых ресурсов, за исключением крупных ГЭС, невозможно без хорошо отлаженной государственной системы поддержки и стимулирования.
Наиболее действенный инструмент - покрытие разницы между себестоимостью киловатта «чистой» энергии и его ценой на оптовом рынке за счет прямых дотаций из госбюджета. В этом случае производитель может иметь определенную гарантированную прибыль и средства на развитие, что невозможно при чисто рыночном подходе. В Англии, Бельгии и Австралии и ряде других стран принята несколько иная система «зеленых сертификатов», когда государство обязывает сетевые компании закупать у производителей определенный лимит энергии из возобновляемых источников. Убытки сетевиков покрывают при предъявлении оплаченного сертификата. Если сетевые компании не выполняют свои обязательства, на них накладывается штраф.
Среди других мер поддержки можно назвать предоставление налоговых льгот, например освобождение от налога на прибыль и обязательных в США и ЕС экологических выплат. В комплексе это обеспечило бурный расцвет энерготехнологий на основе возобновляемых источников практически во всем мире. В России дела обстоят с точностью до наоборот. В нашей стране нет реально действующей государственной стратегии развития и поддержки нетрадиционной энергетики, а крупные генерирующие компании не заинтересованы в продвижении более дорогих и сложных природосберегающих технологий.
Цена вопроса
Ведущую роль в развитии нетрадиционной энергетики играют небольшие частные фирмы и даже индивидуальные предприниматели. Так происходит практически везде, но не у нас. Помимо отсутствия действенной господдержки, важнейшим сдерживающим фактором остается проблема доступа небольших частных электростанций к электросетям и как следствие - возможности продавать излишки произведенной энергии.
- По закону гарантированный доступ к единой энергосети имеют лишь производители с установленной мощностью не менее 25 мегаватт, то есть речь идет о крупной электростанции, рассчитанной на потребности небольшого города с населением примерно в 50 тысяч человек, - говорит Игорь Байков. - В остальных случаях решение принимать или не принимать энергию в единую сеть зависит от ее владельцев - крупных энергосетевых операторов. Такая система ставит фактически непреодолимый заслон на пути развития небольших частных электростанций, мощность которых очень редко превышает 10 мегаватт.
Нельзя забывать, что ветрогенераторы, не говоря уже о солнечных батареях и малых ГЭС, могут эффективно работать лишь строго в определенное время. К примеру, гидротурбина имеет максимальный КПД в период весеннего паводка, а в остальное время выдает далеко не полную мощность. Если бы ее владелец мог весной сбросить лишние киловатты в единую сеть, а потом пользоваться лимитом бесплатной энергии, малая ГЭС могла бы стать экономически эффективной. Но в нашей стране такая возможность, как правило, отсутствует, а значит, нет стимула развивать нетрадиционную энергетику.
Все попытки властей изменить ситуацию пока носят скорее декларативный характер. В январе 2009 года правительство РФ утвердило программу использования в России возобновляемых источников энергии. Согласно этому документу, к 2015 году производство электроэнергии из возобновляемых источников должно возрасти с нынешних менее 1% до 2,5%, а к 2020 году - 4,5%. Но достижение поставленных целей требует серьезных капвложений. К примеру, Великобритания, где возобновляемая энергетика обеспечивает чуть больше тех самых искомых 4,5%, тратит на её поддержку около 1,5 миллиарда долларов в год. Готов ли федеральный бюджет выделить такие средства, и сможет ли государство обязать крупные энергохолдинги взять на себя хотя бы часть инвестиционных расходов без резкого роста тарифов для населения - большой вопрос.
Как показывает мировой опыт, неожиданно хорошие перспективы мини-ГЭС имеют в больших городах. При этом роль рек играет водопровод и канализационные трубы. Только в 2011 году предприятия и коммунальный сектор Уфы использовали 285 миллионов кубометров воды - примерно четверть объема Павловского водохранилища. Большая часть использованного водосбора идет на очистные сооружения по многокилометровой системе канализационных коллекторов, где благодаря перепаду высот получает весьма высокую скорость. В развитых странах небольшие гидротурбины уже давно ставят как в системе канализации, так и в питьевые водопроводы, снабжая дешевой электроэнергией не только насосное оборудование, но и близлежащие предприятия и жилые кварталы. Гидротурбины полностью окупают себя за 2-5 лет, после чего начинают приносить чистую прибыль. Подобные проекты успешно реализованы в Японии, США, Восточной и Западной Европе.
Алексей ФАТЫХОВ |
|
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
|
|
