Устойчивым трендом экономически развитых стран стало все более широкое использование энергии, получаемой от возобновляемых источников – солнца, ветра и воды. Башкортостан успешно освоил все три вида «зеленой» генерации, причем в этом году в Хайбуллинском районе республики заработала одна из самых мощных в России 10-мегаваттная солнечная электростанция. Однако себестоимость киловатта альтернативной энергии в разы превышает действующие тарифы для потребителей, а использование ветряной и солнечной генерации возможно лишь при наличии  систем господдержки или готовности генерирующих компаний работать в убыток.

Первый шаг в сторону «зеленой» энергии был сделан 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 ветра в Башкортостане дуют лишь 10-27 процентов 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 шести метров в секунду, что позволяет генераторам нормально работать. Как нельзя кстати удалось купить и дешевое оборудование - обанкротившаяся германская фирма HAG продавала залежавшиеся на складе 550-киловаттные установки, вдвое дешевле рыночных цен. В 2000 году башкирские энергетики приобрели четыре 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 на тот момент в сфере «зеленой» энергетики.  

Однако многолетний опыт работы одной из крупнейших в стране ветроэлектростанций показал ее  экономическую бесперспективность. За 9 месяцев 2015 года ВЭС «Тюпкильды» выработала 766 тысяч кВт/ч электроэнергии, или 0,005% от общей выработки башкирских электростанций. При этом себестоимость киловатта составила 7 рублей 78 копеек, что более чем в три раза превышает действующий тариф. Убытки Башкирской генерирующей компании от работы 

ветроэлектростанции с января по сентябрь составили 4,8 миллиона рублей, а в прошлом и позапрошлом году - 7-8 миллионов.  

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. В итоге ВЭС «Тюпкильды», вероятнее всего, так и останется оригинальным, но единственным в своем роде проектом. 

Малые и убыточные 

По оценкам экспертов, наилучшие экономические перспективы в сфере «зеленой» энергетики в Башкортостане имеют малые и микроГЭС. В республике протекает 1 120 рек общей протяженностью свыше 20 тысяч километров. Горный рельеф и перепад высот, создающие большой напор воды, играют ключевую роль в перспективах небольших гидроэлектростанций. Суммарный потенциал башкирских малых рек оценивается в 4,8 миллиарда киловатт-часов в год. В 1999-2005 годах в разных рай-онах Башкортостана было построено четыре малых ГЭС мощностью от 112 до 700 киловатт и пять микроГЭС мощностью менее 100 киловатт. 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. Это связано с тем, что уже первый опыт работы небольших гидротурбин показал их низкую эффективность, особенно заметную в условиях маловодья. Себестоимость выработки киловатта электроэнергии на малых и микроГЭС в 2014 году составила от 1,44 до 9,22 рубля, причем все семь действующих станций сработали в убыток, составивший около 5 миллионов рублей. За девять месяцев этого года малая гидроэнергетика принесла убытка еще на 4 миллиона рублей.

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 и в начале лета, 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.  

Солнечная республика 

Казалось бы, опыт использования альтернативной «зеленой» генерации на основе энергии ветра и воды наглядно доказал, что это  направление слишком затратно и не может рассматриваться как база для реализации крупных бизнес-проектов. Однако весной этого года в Хайбуллинском районе республики, недалеко от села Бурибай, началось строительство одной из крупнейших в стране солнечной электростанции (СЭС) мощностью первой очереди в 10 мегаватт, которая была пущена в эксплуатацию в конце октября. Проект стоимостью около миллиарда рублей был реализован компанией «Авелар Солар Технолоджи» - дочерней структурой компании «Хэвел», известной строительством первого в России завода полного цикла по производству солнечных (фотоэлектрических) модулей и созданием первой  российской солнечной электростанции промышленного масштаба. 

В планах «Хэвел» – строительство второй очереди Бурибаевской СЭС, которая увеличит ее мощность до 20 мегаватт. Инвестор также планирует построить на юге республики еще семь солнечных электростанций, после чего суммарная мощность всех СЭС в регионе составит 59 МВт. Общий объем инвестиций оценивается более чем в шесть миллиардов рублей. 

Что самое удивительное, расчетная экономика солнечных электростанций оказывается не лучшей, а иногда даже худшей, чем у уже действующих в республике ветрогенераторов и мини-ГЭС. Солнечные батареи имеют наибольшую эффективность в условиях чистого неба и  достаточной продолжительности светлого времени суток. Применительно к нашему региону, это около 200 дней в году. Расчеты, проведенные Центром энергосбережения РБ, показали, что использование солнца для производства электроэнергии не позволяет в разумные сроки окупить даже затраты на покупку оборудования, а примерная  себестоимость выработки киловатта электроэнергии составит около 9,2 рубля. Эксперты энергетического факультета БГАУ оценивают данный показатель не менее чем в 17 рублей.   

По словам директора по развитию ООО «Авелар Солар Технолоджи» Айдара Хафизова, себестоимость киловатта электроэнергии, вырабатываемой на СЭС типа Бурибаевской,  в зависимости от погодных условий, может колебаться от 8 до 12 рублей. Однако точные цифры станут известны после подведения первых итогов работы станции в разное время года.   

Сомнительная поддержка 

Масштабный приход в Башкортостан солнечной энергетики, как и аналогичные процессы в других регионах страны, стал возможен прежде всего благодаря изменениям в федеральном законодательстве. Постановление правительства РФ от 28 мая 2013 года «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» и ряд других законодательных актов впервые в истории нашей страны установили льготы для развития альтернативной генерации, предложив бизнесу строить ветровые, солнечные  и малые гидроэлектростанции по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). Такой механизм уже довольно давно действует в России для стимулирования строительства обычных электростанций. Его суть заключается в том, что электроэнергия с новых генерирующих мощностей в обязательном порядке покупается не по базовому тарифу, а по более высокой цене, гарантирующей инвестору окупаемость объекта в определенный срок. При этом средства, идущие на доплату за новые мощности, закладываются в цену электроэнергии, которую так или иначе платят потребители всей страны. И если раньше эта система поддержки касалась строительства только обычных электростанций, то теперь к ним добавилось еще и производство «зеленой» энергии. 

Наряду с введением ДПМ, два года назад государство начало ежегодно выделять квоты на ввод альтернативной генерации на конкурсах, где  проекты отбирают в зависимости от капитальных затрат и заявленного уровня локализации. Наиболее активно инвесторы выбирают квоты на строительство солнечных электростанций, где выбрано 60 процентов предложенной  государством мощности, а вот аналогичный показатель по ветроэнергетике составил только 10 процентов. Во многом это связано с тем, что производимые почти исключительно за границей ветрогенераторы серьезно подорожали из-за падения курса рубля, а производство солнечных панелей уже освоено в России, что благоприятно сказалось на их цене. Солнечные модули Бурибаевской СЭС были произведены на специально построенном заводе в городе Новочеркасске Чувашской Республики, и по утверждениям разработчиков, их основные параметры находятся на уровне мировых стандартов. 

Эффекты модернизации 

Чиновники Минэнерго в комментариях СМИ признают экономическую неэффективность альтернативной энергетики, по крайней мере там, где есть возможность запитать потребителей от обычных электросетей. Однако меры по ее поддержке оправдываются необходимостью развития технологических компетенций. Действительно, «зеленая» генерация стала настоящим трендом в большинстве развитых стран. Германия с ее помощью уже покрывает около трети своих потребностей. К 2020 году мощность солнечных батарей в Китае составит 700 гигаватт, а в США – вообще 900.  

Однако в нашей стране в этом вопросе есть одно большое «но». Большинство государств, активно развивающих альтернативную энергетику, добились максимально возможной эффективности от обычной. В России большой уровень износа сетевой и генерирующей инфраструктуры дает поистине огромные возможности для снижения издержек. Исследование, проведенное Международным банком реконструкции и развития, показало: за счет повышения энергоэффективности Россия сможет ежегодно экономить порядка 45 процентов от своего полного потребления первичной энергии, а вложения в эту сферу могут окупиться всего за три года, ведь повышение КПД использования энергии намного дешевле наращивания ее производства. Улучшив энергоэффективность, наша страна сможет сэкономить 240 миллиардов кубов природного газа, 340 миллиардов киловатт-часов электроэнергии, 89 миллионов тонн угля и 43 миллиона тонн нефти. То есть, прежде чем развивать дорогую альтернативную генерацию, проще и выгоднее довести до ума существующую энергосистему. 

Подтверждение этих слов можно найти и на примере Уфы. На пути к потребителю в городе теряется около 15,6 процента всей электроэнергии, или 561 тысяча киловатт-часов в год. В денежном выражении ежегодные потери составляют 869 миллионов рублей. Причины столь серьезных потерь связаны как с высоким уровнем износа сетевого хозяйства, так и моральным старением систем контроля и управления. Модернизация уфимских электросетей по проекту Smart Grid, или «Умные сети», только на первом этапе должна сократить потери электроэнергии в сетях с 15,6 до 8,7 процента и снижать их в дальнейшем до уровня развитых стран, где на пути к потребителю теряется в среднем не более 3,7-4,5 процента передаваемых киловатт. Экономический эффект от модернизации сетевого хозяйства Уфы оценивается в 500 миллионов рублей в год. 

Другой, не менее характерный пример повышения энергоэффективности – уфимская ТЭЦ-2, где на месте наиболее старого энергоблока, отработавшего почти 70 лет, был установлен новый парогазовый агрегат компании Siemens. В результате при практически том же расходе топлива электрическая мощность ТЭЦ-2 возросла на 48 мегаватт, или почти на 10 процентов, а тепловая - на 30 гигакалорий в час. Благодаря большей экономичности и высокому КПД, оборудование стоимостью полтора миллиарда рублей окупит себя примерно за восемь лет. 

И таких вариантов повышения энергоэффективности в Башкортостане и в целом по стране наберется десятки и сотни тысяч. 

Сточные перспективы 

Несмотря на вышеприведенные аргументы, альтернативная энергетика все же может быть экономически выгодной, причем речь идет не об отдаленных поселках, а крупных городах, где из-за нехватки места «зеленая» генерация обычно ограничивается солнечными батареями для подсветки дорожных знаков, остановок и рекламных щитов. За рубежом малые гидротурбины все более активно устанавливают в трубы городского водоснабжения и особенно канализации, в тех местах, где благодаря наклону рельефа вода не прокачивается насосами, а идет самотеком. Большой объем водопотребления и стабильный напор в магистральных коллекторах позволяют гидротурбинам работать особенно эффективно. К примеру, на очистных сооружениях Минска успешно работает мини-ГЭС, мощностью 0,5 мегаватта. В нашей стране положительный опыт использования такой технологии есть в Томске и Ульяновске. С 2006 года на очистных Ульяновска функционирует малая ГЭС, вырабатывающая 1,2 мегаватта электроэнергии при расчетном водяном напоре 65 метров. Стоимость проекта - 23 миллиона рублей, срок окупаемости - около трех лет. Похожий проект был реализован в Томске, где на городских очистных с 2014 года действует гидротурбина мощностью один мегаватт. При себестоимости производства киловатта электроэнергии 1,1 рубля срок ее окупаемости не превысит 4 года.   

Учтя положительный опыт Томска и Ульяновска, одна из московских компаний планировала построить мини-ГЭС мощностью до 1,5 МВт на очистных сооружениях  Челябинска и Екатеринбурга. Однако из-за обвала курса рубля запланированное к установке импортное оборудование резко подорожало, что вместе с увеличением ставок по банковским кредитам заставило отложить проект до лучших времен.

Создание мини-ГЭС на очистных сооружениях и в системе канализационных коллекторов может быть особенно перспективно для Уфы, ведь наш город отличает большой, доходящий до ста и более метров перепад высот. В результате на одних участках воду приходится поднимать насосами, зато на других она идет самотеком, набирая скорость, достаточную  для оптимальной работы гидротурбин. Очистные сооружения Уфы расположены в одной из самых низких точек городского рельефа – за Северным автовокзалом, а суточный объем городских стоков превышает 400 тысяч кубометров. Турбины мини-ГЭС, установленные в трубах, по которым самотеком на большой скорости идет поток сточной воды, будут работать особенно эффективно, а производимая ими энергия сможет запитывать как насосы канализационных коллекторов, так и саму систему очистки стоков, снижая себестоимость ее работы. Мини-ГЭС можно строить, не только в системе канализации, но и на сбросном канале озера Теплое в микрорайоне Инорс, по которому в реку Уфу сбрасывается вода, использованная для охлаждения агрегатов ТЭЦ-2. 

Анализируя российский и зарубежный опыт, можно найти немало примеров, когда альтернативная энергетика, вопреки общей тенденции, оказывается экономически выгодной, но для достижения такого эффекта необходимы точный расчет и грамотное использование новых технологий.