О состоянии и перспективах альтернативной энергетики в России, или Почему у нас пренебрегают «бесплатной» энергией солнышка, ветра и речек?

А. Кошелев, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (Иркутск), заведующий сектором природоохранного энергоснабжения зоны Байкала

Наполеон и сто ветряков

Когда кто-то из наполеоновских маршалов проиграл какое-то сражение, то на вопрос императора, почему получился такой конфуз, маршал ответил, что тому было пять причин. «Какие?» — «Во-первых, не успели подвезти боеприпасы». — «Ладно, дальше не нужно перечислять, уже достаточно». Так вот и причин, почему хоть сколько-то масштабно не используются местные возобновляемые природные ресурсы как источники энергоснабжения в восточных регионах России, в том числе давно и сильно энергодефицитных, — причин тому несколько. Причём каждая из них уже достаточна, как у того наполеоновского маршала, но целесообразно остановиться на каждой, поскольку для успеха надо преодолеть их все — значимость их одинакова, как у звеньев в одной цепи. Поэтому порядок, в котором они ниже обсуждаются, не имеет никакого значения.

И ещё добавлю к присказке, хотя это уже и не присказка, а начало конкретики. В выступлении на одной из традиционных всероссийских конференций по стратегическим проблемам энергетики страны, раз в пять лет проводимых в Иркутске на базе Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ), заведующий отделом энергетики Института физико-технических проблем Севера Якутского научного центра СО РАН Н. Петров упомянул, что из установленных на территории этой республики ста ветровых электрогенераторов (это было, помнится, в первой половине 1990-х) не работает ни один. В перерыве я спросил Николая Александровича, что это и как это — ведь сто штук! Он сказал, что причин три: не те ветряки купили, не там и не так их поставили, в неподготовленные руки отдали. Явно тот же, наполеоновский, случай стопроцентной достаточности даже любой одной причины.

Количественные показатели, без которых тут не обойтись

Можно встретить весьма противоречивые цифры в части балансовых оценок возобновляемых природных энергоресурсов (ВПЭР). Ниже даётся анализ на основе наиболее свежих публикаций, в том числе в номерах за 2006 г. журнала РАН «Энергия: экономика, техника, экология».

При годовом расходе в России всех видов топливноэнергетических ресурсов на уровне 920 млн т условного топлива все виды ВПЭР при доступных современных технологиях их использования (технический потенциал) могут заместить 4,6 млрд т у.т. — это в 5 раз больше потребности, но рентабельно на сегодняшний день могут быть использованы не более 270 млн т у.т. (экономический потенциал).

Для разных видов ВПЭР встречаются такие оценки соотношения трёх потенциалов — располагаемого (природного), технического и экономического (табл. 1).

Таблица 1. Соотношение природного, технического и экономического потенциалов для разных видов ВПЭР

малые реки	ветер	солнечное излучение	биомасса
1 : 0,4 : 0,1	1 : 0,08 : 0,0004	1 : 0,001 : 0,000005	1 : 0,11 : 0,01

Общий вывод очевиден: природный потенциал ВПЭР во много раз превышает потребности не только нашей страны, но и всей планеты на видимую перспективу. Однако экономический потенциал в настоящее время может покрыть национальные потребности лишь отдельных стран и регионов. Как, например, геотермальная энергия для Исландии и для Камчатки, реки и ветер в Скандинавии, солнце и реки в тропическом поясе, солнечное излучение в Израиле.

Если для России в целом ранжировать разные виды ВПЭР по экономическому потенциалу, то его соотношение для малых рек, биомассы, геотермальной энергии тепла, солнечного излучения и ветра видится таким: 1:0,5:0,5:0,2:0,15. Для Восточной Сибири в целом убывающий ряд приоритетности разных ВПЭР, вероятно, таков: малые реки, солнце для производства тепла, топливная древесина, солнце для электроэнергии. Для Байкальской природной территории: солнце для тепла, малые реки, ветер, топливная древесина, солнце для электричества. Естественно, вся приведённая количественная и качественная информация, во-первых, дискуссионна, поскольку оценки сделаны в общем-то экспертно, во-вторых, оценки относятся к территориям, внутри которых в конкретных пунктах картина различна (аналогия — средняя температура по больнице).

Взять, к примеру, прибрежную зону Байкала. В бухте Песчаной на материковой части западного побережья, где больше 40 лет функционирует турбаза республиканского значения, нет водотоков и господствует штиль, но солнечное излучение там экстремально интенсивное. Это место — единственное на Байкале, да и во всей Иркутской области, где среднегодовая температура воздуха выше нуля. (Кстати, технико-экономические прикидки автора с очевидностью показали, что солнечное энергоснабжение турбазы значительно дешевле при её сезонном функционировании и вместимости до 500 человек, чем тянуть туда линию электропередачи.) Работающая там дизельная электростанция — это явный нонсенс: дизель стучит на всю бухту, а его выхлопы на рассвете висят голубым слоем над зеркалом воды. Для крупных населённых пунктов западного побережья, Онгурёны и Большое Голоустное, явный приоритет у ветра. Для бальнеологических курортов на мысе Котельниковский и в бухте Хакусы (Северный Байкал, западный и восточный берега, соответственно) — это горячие источники. Тянуть сюда провода абсурдно, так как температура и дебит воды явно позволяют обеспечить местные энергетические нужды с использованием теплонасосных установок (такое успешно опробовано для теплоснабжения санатория в Горячинске, где электричество есть). Для кордонов байкальских заповедников и национальных парков — горячая вода летом от солнышка, электричество от речек и от солнышка (хотя удельные затраты в солнечные электрогенераторы весьма высоки, но там можно обойтись мощностью до 100 ватт). Для центральной усадьбы «главного» на Байкале, старейшего в России государственного заповедника — Баргузинского, для посёлка Давше, где трудится и постоянно живёт дюжина сотрудников, там, как говорится, сам Бог велит использовать горячий источник, на котором стоит общественная баня-бассейн.

К вопросу о «цене энергии». Вот ценовой ряд современной стоимости электроэнергии, вырабатываемой на разных первичных энергоносителях — средние показатели для Западной Европы и Северной Америки в центах США за 1 кВт•ч (табл. 2).

Таблица 2. Ценовой ряд стоимости электроэнергии (средние показатели для Западной Европы и США, цент/кВт•ч)

уголь	ядерное топливо	газ	ветер	нефть	подземное тепло	морские приливы	ФЭП*
2-4	2-6	2-7	4-6	6-8	2-10	9-15	15-60**

* Фотоэлектрические преобразователи на основе кристаллического кремния, те самые «солнечные батареи», которые питают космические аппараты, калькуляторы, блестят на крышах кордона национального парка в Кадильном, в Хужире и научной станции в урочище Узуры на Ольхоне (см. интервью с заведующим Объединённой Геомагнитной обсерваторией Института солнечной физики СО РАН Р.А. Рахматулиным на с. 20-21. — Прим. ред.).

** Цена электроэнергии ФЭП существенно зависит от интенсивности солнечного сияния. Так в 2000 г. для ФРГ средняя цена составляла 0,6, а на юге Европы (Италия, Испания, Балканский полуостров) 0,3 евро/кВт•ч.

Как видно, диапазон широкий — на наши сегодняшние деньги это грубо от 0,5 до 15 руб/кВт•ч. (В этой подборке нет цифр для ГЭС. По записям автора при посещении электростанций, стоимость 1 кВт•ч на крупных теплоэлектроцентралях в конце 1980-х годов была около 1 коп., на ГЭС — 0,2-0,3 коп. при тарифе на электроэнергию в СССР 4 коп./кВт•ч. Если принять коэффициент пересчёта 60, то на современные деньги стоимость электроэнергии от ТЭЦ составит 60, а от ГЭС — до 20 коп./кВт•ч. Таким образом, тарифы Иркутскэнерго (в структуре которого преобладают ГЭС) на среднем уровне в 35 коп. представляются «честными».) Самое дорогое электричество получается из бесплатного солнечного излучения. Однако при европейских стоимостных показателях (цены природного газа и нефти на мировом рынке в разы выше, чем внутри России) стоимость дизельного и солнечного электричества практически одинакова. У дизельных электростанций (ДЭС) в Западной Европе стоимость электроэнергии лежит в пределах 0,4-0,6 евро/кВт•ч — это 13-20 руб./кВт•ч. Поэтом

у ФЭП по экономическим и общим соображениям на Западе уже имеют приоритет перед ДЭС, используемых для энергоснабжения автономных потребителей, не охваченных электросетями. (В местностях, где нет достаточного ветра и свободных рек, ФЭП себя уже оправдывают.) Так что будущее у ФЭП самое светлое. К тому же, если для ДЭС, ГЭС, угольных электростанций технический прогресс уже не просматривается (он практически исчерпан), то для ФЭП он только начинается.

Совсем недавно для производимого кристаллического кремния гарантировалась работа ФЭП до 10 лет с КПД не больше 10%, а теперь это уже 25 лет и 15%, а обещают 100 лет и 50%. И в это верится! Действительно, электростанции на ФЭП не имеют движущихся частей, для их обслуживания не нужна специальная квалификация (естественно, необходимо слежение за аккумуляторами и общая забота, как о любых собственных вещах).

Солнечные панели обычно устанавливаются с наклоном, достаточным для самоосыпания снега. Кстати, наклон к горизонту для обеспечения максимальной годовой производительности примерно равен географической широте местности — для Ольхона это 52-53 градуса, а для весенне-летнего периода максимального солнечного сияния это до 30 градусов, т.е. вполне подойдёт обычный угол ската крыш частных домов, дач, коттеджей. Расчёты показывают, что ФЭП индивидуального пользования мощностью до 1 кВт с дорогими, кислотными аккумуляторами большой ёмкости (их удельная стоимость — 100 евро на 1 кВт мощности ФЭП) в Европе уже предпочтительнее линий электропередачи на 1¬2 км.

На конец 2005 г. общая мощность ФЭП в мире оценивалась в 1500 МВт (это треть Братской ГЭС), где 88% приходилось на Японию, ФРГ и США. Причём Япония лидирует здесь не только по валовому, но и по удельному показателю — 6,5 Вт на 1 человека. Среди стран СНГ явно лидирует Украина (там солнышка много, своего газа практически нет, возможности ГЭС уже исчерпаны, ветер обычный).

Почему по ВПЭР мы не впереди планеты всей

Если в мире в целом на долю ВПЭР приходится до 7% обеспечения всех энергетических потребителей, то в России в 2002 и 2003 годах на ВПЭР выработано, соответственно, 0,5% (4,2 млрд кВт•ч) и 0,6% (5,4 млрд кВт•ч) электроэнергии от всех электростанций страны (для сравнения: одна Иркутская ГЭС даёт в год до 4,5 млрд кВт•ч).

Мировой опыт, в том числе опыт наиболее экономически развитых стран, с очевидностью показал, что при «стихийном», чисто рыночном развитии экономики энергетика как совокупность технологических звеньев и систем топливо­, тепло­ и электроснабжения территориального и общенационального масштаба не может нормально функционировать и развиваться — здесь нужны элементы государственного, централизованного управления с учётом перспектив. Такое в полной мере относится и к использованию ВПЭР в условиях России.

На сегодняшний день Россия, к сожалению, ориентирована на всё возрастающий экспорт ископаемого топлива. Поэтому использование ВПЭР в общенациональном масштабе России, как это ни странно и ни прискорбно, сегодня официально не считается экономически целесообразным и актуальным, а экологические, природосберегающие и стратегические приоритеты должного законодательного обоснования не имеют. (В этом можно было убедиться, когда вариант прикосновения нефтепровода к Байкалу оказался допустимым по федеральному закону «Об охране озера Байкал» и был отвергнут лишь волевым решением президента*.)

Второй фактор, сдерживающий широкое использование ВПЭР в России — это в целом относительно невысокая их плотность, в том числе на наиболее заселённой территории. К примеру, стабильный, достаточно «энергетический» ветер характерен лишь для океанских побережий, которые на севере и востоке страны далеко не так плотно заселены, как тихоокеанское и особенно атлантическое побережья США, как насквозь продуваемая ветром Дания, полуостровные Испания, Португалия, Италия, скандинавские и французские побережья. Если вся Исландия обеспечена геотермальной энергией, то у нас подземное тепло заслуживает серьёзного энергетического внимания лишь на Камчатке, Курилах да в Предкавказье. Солнышко в России светит не так интенсивно, как в южных странах (северная граница США, исключая Аляску, лежит на уровне нашего Предкавказья, а про Израиль, который лидирует по энергетическому использованию солнечного излучения что и говорить).

Поэтому, ВПЭР пока рассматриваются в России лишь как местные источники энергоснабжения автономных потребителей, где таковое зачастую является оптимальным, наиболее разумным решением. Вот цитата из «Материалов к энергетической стратегии Сибири», выпущенных в 1997 гг. Президиумом СО РАН, где изложено интегральное мнение специалистов разных институтов Сибирского отделения: «Использование в Сибири технологий нетрадиционной энергетики … при разумном использовании может оказать заметную помощь в энергообеспечении районов со слабой топливной базой, плохими транспортными условиями и при отсутствии развитых электрических сетей, то есть для решения проблем энергообеспечения децентрализованного потребителя».

Сегодня положение дел таково, что ВПЭР — они не вместо большого электричества по проводам и тепла по трубам, а лишь как подмога там, куда «большая энергетика» не дошла. И кредо «системных энергетиков» здесь такое: «ВПЭР сейчас и ещё долго — это не вместо топливной (углеродной, углеводородной, ядерной), а вместе с ней — в сочетаниях и своих нишах».

Но если заглянуть в отечественную историю использования ВПЭР, там найдётся чем гордиться. В начале XX в. Российская империя была одной из ведущих стран в практике использования энергии ветра: в 1913 г. на её территории, по экспертным оценкам, действовало более 1 млн ветряных мельниц. На рубеже 19¬20 столетий на реке Бодайбо для энергоснабжения Ленских золотых приисков был сооружён первый в Сибири каскад малых ГЭС, суммарная мощность которого к 1913 г. достигла 2,8 тыс. кВт при общей мощности гидроэлектростанций России в 16 тыс. кВт! Без всяких водохранилищ этот каскад малых низкоплотинных ГЭС действовал круглый год. Параллельно с ГЭС, когда уменьшался сток, работала тепловая дровяная электростанция. Это была первая в России самая что ни на есть настоящая энергосистема, где станции работали на единую электросеть с генераторным напряжением 5 киловольт и напряжением в сети 10 киловольт.

А вот история через сто лет. В 2000 г. по заказу администрации Иркутской области Гидропром выполнил рекогносцировочные изыскания и провёл технико-экономические расчёты (с участием ИСЭМ) и обосновал сооружение малых ГЭС на приустьевых участках верхних притоков Лены для энергоснабжения ряда посёлков с населением от 30 до 150 человек. Себестоимость энергии получилась в пределах 0,5-1 руб. (это ниже тарифов всех энергосистем, кроме Иркутскэнерго, при этом себестоимость электричества от дизелей доходит уже до 20 руб./кВт.ч) при капиталовложениях до 2 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности. Проект встретил противодействие местных властей. Аргумент был таким: «реки перемерзают». Пример каскада на Бодайбо не подействовал, хотя там похолоднее (широта примерно та же, но над уровнем моря заметно повыше).

Да, речки на севере замерзают, но полностью не перемерзают — это подтверждают наледи, то есть выходящая на лёд вода там, где на мелководьях образуются так называемые зажоры. Такое случалось на Ангаре до сооружения Иркутской ГЭС: выходящая на лёд вода в зажоры у островов в декабрьские морозы затопляла центральную часть города. Об этом забыли. Сегодня такое уже невозможно: ниже Иркутской ГЭС поток воды, турбулизованный в гидроагрегатах, покрывается льдом лишь значительно ниже плотины, Ангара нормально течёт. Именно такое, кстати, получилось и на реке Бодайбо, где перестали образовываться наледи.

Казалось бы, исторические примеры должны вразумить, но… Но здесь действует инерционный фактор, который практически всегда стоит на пути прогресса: всё как-то идёт, и зачем что-то новое, зачем беспокойство: а если замерзнёт речка? а если не будет ветра? а когда солнышко не светит?.. О собственных-то малых источниках энергии ведь нужно заботиться самим: подливать электролит в аккумуляторы и масло в подшипники, что-то там подкручивать, подвинчивать… То ли дело розетка с проводами от энергосистемы или привычный дизелёк, соляр для которого кто-то откуда-то поставляет, беря на себя расходы, снимая заботу с потребителей.

В интервью, данном иркутскому журналу для предпринимателей «Капиталист» (2006, № 3), я напомнил, как в начале 1990¬х специалисты из ФРГ предлагали сдать «под ключ» на Ольхоне фотоэлектрические генераторы на 60 кВт при условии, что российская сторона вложит в это дело 25% затрат. Увы, тогда даже таких денег не нашлось. (Тогда, правда, вообще обвал всего произошёл, но соляр для дизелей, бензин для автомобилей худо-бедно для Ольхона и тогда ведь находили.)

Вот свеженький пример отрицательной роли человеческого фактора. Летом 2006 г. в администрацию Иркутской области поступило предложение дать перечень проектов по освоению ВПЭР на Байкальской природной территории для включения в «Российскую программу развития возобновляемых источников энергии». Уведомив меня об этом, Москва попросила связаться с ответственным лицом в администрации и «подготовить совместные предложения». После звонка из администрации помочь в этом деле и туда, и в Москву нами был направлен перечень предложений по использованию ВПЭР (эти предложения, кстати говоря, передавались институтом в администрацию при двух предыдущих губернаторах в течение уже более десяти лет). Потом, не дожидаясь реакции, отправили (опять же, и в нашу администрацию, и в Москву) предложения от ИСЭМ, уже оформленные по требуемой первичной форме (краткие характеристики, ориентировочные затраты). Предложения наши были следующие: ветро-дизельный энергокомплекс для посёлка Онгурёны, четыре мини-ТЭЦ на дровах для леспромхозов Братского района и две мини-ГЭС для поселков Верхоленья (о мини-ГЭС уже упоминалось, о мини-ТЭЦ будет ниже). Всё это стоимостью до 400 млн руб. («как донесла разведка», в той программе для Байкала предварительно предусматривалось до 90 млн долл.). На момент написания этих строк — начало ноября 2006 г. — шаги администрации неизвестны (там в очередной раз произошла «перестановка кадров»), а Москва на мой запрос сообщила, что официальные предложения из Иркутска не поступали (ИСЭМ — это не территориальная администрация…).

Ещё одна причина «невостребованности» ВПЭР — это отсутствие нормативно-правовой базы для поддержки их использования. Больше десяти лет назад закон о ВПЭР прошёл обе ступени российского парламента, но не был подписан президентом и ушёл в песок. Насколько известно, в первой версии проекта был очень ценный пункт: разрешение местным органам отчислять на развитие ВПЭР средства, которые будут экономиться от снижения расходов на завоз топлива для автономных потребителей (а это огромные деньги, к примеру, в Иркутской области сотни миллионов рублей). В целом по России «северный завоз» для 10¬12 млн её граждан, проживающих вне «большой земли», оценивается в 7 млн т нефтепродуктов и 23 млн т угля, при этом цена топлива с учётом перевозки водным, автомобильным и даже воздушным транспортом накругло достигает 8 тыс. руб. за 1 т условного топлива (это 2 т угля, 0,7 т мазута). То есть топливоснабжение своего Севера обходится России в 400 млрд руб. ежегодно.

По слухам, в Думе опять подняли вопрос о необходимости этого закона: «улита едет, скоро ли будет».

Чему нас учит наша история

Вернёмся к историям успешного и неудачного использования ВПЭР. В России были разработаны почти все технологии извлечения энергии из её возобновляемых природных источников, за исключением мощных ветровых турбин, до которых сейчас дошли на Западе.

Ветроэлектростанции

В 1931 г. в Крыму (Балаклава) была введена первая отечественная ветроэлектростанция. Мощность 100 кВт, диаметр рабочего колеса 30 м, 3 лопасти, 30 оборотов в минуту, 220 вольт на шинах генератора, работа параллельно с Севастопольской тепловой электростанцией на общую электросеть 6 киловольт. Эта ВЭС, во-первых, была тогда самой мощной и явно самой совершенной в мире (нелишне напомнить: самой крупной в Европе была и наша ДнепроГЭС — в моём представлении, до сих пор самая красивая, по крайней мере, в нашей стране.); во-вторых, первой в мире работала в составе энергосистемы. Успешно проработав более десяти лет, в 1942 г. станция была взорвана, как и вторая подобная, строительство которой было начато на солевых промыслах залива Кара-Богаз-Гол (Каспийское море).

В 1947 г. в СССР была изготовлена партия первых в мире быстроходных трёхлопастных стабилизаторных ветродвигателей единичной мощностью 25 кВт. Достижением для своего времени в развитии ветроэнергетики было сооружение Ново-Ишимской (Северный Казахстан) многоагрегатной ВЭС суммарной мощностью 400 кВт.

К началу 1960¬х гг. в СССР насчитывалось до 40 тыс. ветроэнергетических установок, которые в большинстве использовались для механического привода машин и аппаратов в сельском хозяйстве.

В настоящее время на территории России действуют 9 ветровых электростанций единичной мощностью не меньше 20 кВт. Самая крупная — это ВЭС «Куликово» АО «Янтарьэнерго» в Калининградской области: 5 МВт (20 агрегатов по 25 кВт). Станция сооружена при сочетании обоих условий: энергетическая и общая территориальная изоляция региона от России и редкие энергетические штили на побережье Балтики.

Следующие по мощности ВЭС: Заполярная АО «Комиэнерго» (1,5 МВт), ВЭС АО «Камчатэнерго на острове Беринга (0,5 МВт); станции в Башкортостане, Ростовской, Ленинградской и Архангельской областях. На Чукотке установлены и работают 10 ветроустановок по 0,25 МВт.

В стадии строительства находится ряд довольно крупных ветровых электростанций: «Заполярная» (г. Воркута) мощностью 8 МВт, «Морская» (Карелия) в 30 МВт, ВЭС на Камчатке, на Сахалине, в районе Магадана. На Кунашире и Шикотане монтируются станции по 300 кВт.

Есть и примеры неудачной реализации проектов ВЭС в конце 1990-х – начале 2000 гг. (про сотню ветряков Якутии упомянуто в начале). Так, в Хабаровском крае осталось незавершённым строительство ветрового электрогенератора мощностью 100 кВт по местным причинам (транспортно-строительные неувязки).

Малые ГЭС и другое

После Второй мировой войны в СССР работало до 6,5 тыс. малых ГЭС. В 1959 г. общая мощность почти 5 тыс. малых ГЭС в России превышала 480 МВт, но затем практически все эти станции были выведены из эксплуатации. Настала трагическая для ВПЭР эпоха «большой энергетики». От крупных ГЭС и ТЭС потянулись линии электропередач, а там, куда «большое электричество» не дошло, малые ГЭС были вытеснены дизельными электростанциями с их тогда фантастически дешёвым топливом и более лёгким обслуживанием, поскольку малые ГЭС из-за невозможной тогда автоматизации требовали к себе постоянного внимания.

К 1986 г. остались лишь 344 малых ГЭС, а к 2006 г. их насчитывалось уже не больше 100 штук. Из них на территории Европейского Севера эксплуатируются больше четырёх десятков малых ГЭС, дающих до 40% потребляемой там электроэнергии. В азиатской части России внимание к этим, явно того достойным источникам энергии можно отметить лишь на Камчатке: там работают и строятся станции суммарной мощностью больше 80 МВт.

Из опыта Сибири следует вспомнить несколько малых ГЭС, которые работали на притоках реки Баргузин ещё в 1950¬х гг. В начале 1990¬х гг. одна французская фирма предлагала вернуться к этой идее (Республика Бурятия крайне энергодефицитна): соорудить здесь ряд низконапорных ГЭС, эксплуатировать их на концессионных началах, продавая электроэнергию по тарифам Бурятэнерго, а когда затраты будут окуплены (естественно, с прибылью), передать ГЭС республиканской энергосистеме. Насколько известно, идея не реализована по «организационным причинам».

В 1968 г. в Кислой губе Баренцова моря, на Кольском полуострове была пущена первая в СССР приливная электростанция (400 кВт, годовая выработка 1200 кВт•ч, напор до 4,7 м). Мировая новация — буксировка из Мурманска изготовленных «под ключ» блоков станции, которые на месте оставалось лишь соединить и притопить.

На Камчатке, на Мутновском месторождении горячих подземных вод развивается крупный энергокомплекс геотермальных ТЭС суммарной проектной мощностью больше 100 МВт. На полуострове, кроме того, действует целый ряд опытно-промышленных ГеоТЭС, в том числе с тепловыми насосами на отработанной термальной воде турбаз и санаториев.

Солнечная энергия

На заре Советской власти — в конце 1920-х — остро ставился вопрос экономии угля, дров и нефти за счёт использования энергии Солнца. В 1930 г. для этого был создан Институт по изучению солнечной энергии — «Солнечный институт» в г. Павловске под Ленинградом.

Разработки в области солнечных элементов, благодаря Советской космической программе, были одной из самых высокоразвитых технологий в России. Первый спутник, питавшийся от солнечных батарей, — Спутник-3, был выведен на орбиту в 1958 г.

Сегодня освоение солнечной энергии идёт более-менее успешно в Краснодарском и Ставропольском краях, Ростовской и Архенгальской областях — там для этого достаточно солнечного излучения. В соседней с нами Бурятии также обращают внимание на этот ВПЭР. Но, прежде всего, из-за острой топливо­ и энергодефицитности (соответствующие цены и тарифы там куда как высоки против иркутских — использовать ВПЭР там сам Бог велит!).

В конце 1990-х гг. автору довелось участвовать в проекте ТАСИС «Повышение энергоэффективности в Бурятии». В рамках этого проекта была установлена фотоветростанция, включающая ветровой генератор мощностью 0,5 кВт и фотомодуль 0,12 кВт, аккумулятор с автоматическим контроллером заряда-разряда и инвертор. Этот опытно-демонстрационный комплекс, установленный на территории Центральных электрических сетей в черте города Улан-Удэ, насколько известно, работает нормально, капиталовложения составили 3300 долл. — то есть 5300 долл. на 1 кВт.

Второй энергокомплекс был установлен для солнечного нагрева воды в профилактории «Энергетик». На южном скате четырёхэтажного здания смонтированы 44 солнечных коллектора-панели; расчётная производительность летом — 5 кубометров в сутки воды, нагретой до 55-60 °С; необходимый догрев осуществляется в электрическом котле; срок окупаемости (за счёт экономии по сравнению с чисто электрическим нагревом) 6-8 лет, срок службы (гарантия солнечных коллекторов) не меньше 15 лет. Все блоки и детали обоих комплексов — отечественного производства. И ещё: установки находятся на попечении Байкалэнергоцентра, занимающегося внедрением энергосбережения в республике.

Во второй половине 1990-х годов в Улан-Удэ, по следам упоминавшегося проекта ТАСИС, хорошо развернулся Центр энергоэффективных технологий. Разработав оригинальную конструкцию солнечного коллектора из нового материала — сотового поликарбоната, — они производят и монтируют «под ключ» комплексы для горячего водоснабжения и отопления для самых разных потребителей. Окупаемость систем по сравнению с использованием электричества не превышает трёх лет, а при замене «традиционного» теплоснабжения (сжигание мазута, угля, дров) системы начинают приносить прибыль не позже чем через два года. Повторю: Бурятия — территория топливо­ и энергодефицитная.

Хорошо забытые дрова

В последние годы проявилась тенденция использования древесного топлива. В целом по России ресурсы нетоварной, топливной древесины (ТД) оцениваются в 37 млн т у.т. в год или, для населения в 144 млн человек, 0,25 т у. т. на одного жителя при общем душевом потреблении 9 т у.т. Однако для лесных регионов показатели получаются другими. Так, в Иркутской области ресурс ТД оценивается в 40 млн кубометров в год, что при населении 3 млн человек даёт более 10 кубов на 1 человека, тогда как для полного покрытия коммунально-бытовых потребностей (тепло­ и электроэнергия) требуется никак не больше 8 кубов. ТД всё шире применяется в коммунально-бытовых котельных вместо угля даже в центральных регионах (пример — Нижегородская область).

Интерес представляют проработки иркутского института «СибВНИПИэнергопром» по выбору вариантов энергоснабжения семи леспромхозовских посёлков с 4 тыс. жителей на правом берегу водохранилища — «заморской территории» Братского района Иркутской области (2000 г.). При принятых расчётных показателях (стоимость дизельного топлива и дров для потребителей принята, соответственно, 15 руб./кг и 100 руб./м3, тариф на электроэнергию 1,5 руб./кВт•ч) капиталовложения в конкурирующие варианты получились такими: реконструкция существующих ДЭС и угольных котельных — 160, центральная ТЭЦ и шесть котельных — 690, ТЭЦ во всех поселках — 610, ЛЭП и котельные — 605 млн руб. С учётом затрат на топливо и дотаций на электроэнергию минимальные затраты за расчётный срок (20 лет) получились в варианте дровяных ТЭЦ в каждом посёлке. Обеспеченность ТД гарантирована: при перспективной заготовке древесины местными леспромхозами 1 млн кубометров в год объём древесных отходов оценивается в 150 тыс. кубов, а потребность ТЭЦ — до 110 тыс. кубов. Проблема при этом состоит в создании древесно-энергетических комплексов для доставки с лесосек и подготовки к сжиганию некомпактных древесных отходов — крон, веток, сучьев.

Представляется, что оборудование для ТЭЦ можно найти в России. Если снизить стоимость дров до 10 руб. за 1 м3 (речь идёт о «бесплатных» отходах, которые не должны оставаться на лесосеках) и добиться безвозмездных субсидий до 40% из областного бюджета в счёт сокращения будущих дотаций, то вариант ТЭЦ начнёт давать прибыль (по сравнению с ДЭС и угольными котельными) через 9 лет после начала инвестирования, а через 20 лет прибыль составит 200 млн руб. Дополнительная привлекательность заключается в энергетической независимости, ликвидации ущерба природной среде от дымовых выбросов угольных и дизельных источников и риска розлива топлива, в снижении пожароопасности на лесосеках и увеличения занятости местного населения. Проблема непростая, да? Может быть, но вот в Карелии её спокойненько решили: вместе с финнами построили немаленькую, «международную» дровяную ТЭЦ, часть электроэнергии от которой идёт через границу, а тепло, естественно, себе всё.

Второе направление использования ТД — это газогенераторные электростанции (ГГЭС), в том числе мобильные: их можно перемещать, получая электроэнергию непосредственно на лесосеках. Дополнительное достоинство — возврат в лесную почву минеральных веществ с золой. ГГЭС могут применяться, естественно, при сжигании торфа и различной органики.

И ТЭЦ на ТД, и ГГЭС успешно применялись в прошлом, когда добыча угля и производство углеводородного топлива не были достаточно развиты. Оценивая целесообразность возврата к этим технологиям, следует исходить из возможности существенного повышения их эффективности и снижении цены при соответствующем массовом производстве оборудования и использовании достижений технического прогресса, в том числе автоматизации в энергетике.

Энергопотребление тоже может быть альтернативным

К словосочетанию «альтернативное энергоснабжение» привыкли (хотя бы к словам…), но ведь есть ещё и «альтернативное энергопотребление» — новые технические и технологические решения, позволяющие существенно, в несколько раз (до десятков раз!) уменьшить удельный расход энергии и удельный ущерб природной среде при использовании этой энергии на производственные и коммунально-бытовые нужды.

К примеру, электроосвещение. Все знают, как раскаляются привычные электролампы накаливания — то есть в световую энергию они превращают лишь крайне малую долю потребляемого электричества*. А ведь в автотранспорте уже давно используются диодные лампы**, которые ярко светят, но не греют. Стимул здесь — высокая цена бензина, из которого в автомобилях производится электричество. Туристы также знают, как эффективны диодные лампочки в налобных фонариках с трёхтактными переключателями: они дают пронзительный свет, а маленьких батареек хватает куда дольше, чем большущих пузатеньких цилиндров или плоских батареек для обычных фонарей. Стимул для туристов — повышение эффективности фонариков: снижение веса и стоимости батареек при увеличении мощности луча.

Но главное направление энергосбережения — это экономия тепла, расход которого на коммунально-бытовые цели раза в три, а то и больше превышает расход электричества. Здесь отрадно отметить, что, в частности, в Иркутске новые здания сооружаются зачастую уже по теплосберегающим (то есть нормальным!) проектам: наружные ограждения включают несущий теплоаккумулирующий слой тяжёлого бетона или кирпича и слой лёгкого эффективного утеплителя. Всё это, естественно, при «европейских» плотных, ветронепроницаемых окнах и дверях. В Академгородке при ремонте институтских помещений тоже пошла установка окон с металлическими рамами и тройным остеклением, на такое идут и продвинутые жильцы старых домов. Но тотальное сбережение тепловой и электрической энергии грядёт лишь при существенном повышении тарифов — до экономически и стратегически обоснованного уровня, с учётом значимости энергии и неизбежной исчерпаемости ископаемого топлива.

В процессе инфляции за период с 1990 по 2006 г. тарифы на электроэнергию выросли от 2-4 коп. до 25,9-41,65 коп. за 1 кВт•ч — то есть накругло всего-то в 10 раз (это в зависимости от вида потребителей в системе Иркутскэнерго, в других энергосистемах рост выше — в 20-30 раз), тогда как плата за проезд в муниципальном транспорте выросла больше чем в 100 раз, хлеб подорожал в 150 раз, соляр в 400 раз. При этом тариф на тепло (опять же, в Иркутскэнерго) лежит в пределах 23,1-31,7 коп./кВт•ч (правая граница — пар) — это лишь чуть¬чуть ниже, чем электроэнергия, что тоже неправильно и неверно — не «по понятию».

Во­первых, электроэнергия — это существенно более ценный товар, чем тепло. Во­вторых, такое положение стимулирует массовое использование электричества для отопления и получения горячей воды населением и предприятиями. Действительно, электронагревательные приборы при проводах — это много удобнее, комфортнее, чем водяные радиаторы с трубными разводками. При электротеплоснабжении с глубоким вводом (то есть не электрокотельные, а приборы в домах, в комнатах) возможна существенная экономия и энергии, и платы за счёт лёгкости регулирования электроотопительных приборов. Понятно, что плата за услуги ЖКХ будет неподъёмна при существенном повышении тарифов на энергию для подавляющего большинства потребителей из-за низкой зарплаты, а энергоёмкая продукция промышленности станет неконкурентоспособной на мировом рынке и, опять же, недоступной для российского населения.

Вместо заключения

Использование ВПЭР явно достойно развития как с социальных, экологических, так и с экономических позиций. Для этого (как и для всего другого!) нужно сочетание внимания на федеральном уровне (законодательство, программы, финансирование) и инициативы на местах (муниципалитеты, малый бизнес, сами потребители). Примеры такой инициативы есть.

Пожалуй, первым здесь был Сергей Тужилин. Биолог по образованию, он до 1992 г. работал в ИСЭМ, потом ушёл в фермеры: взял участок земли, занялся выращиванием овощей. Он обратился в соответствующий отдел областной администрации, чтобы ему помогли в приобретении ветрового и солнечного электрогенераторов. Ему ответили: установи на свои деньги, а мы потом оплатим. Он установил — они оплатили. И Сергей Юрьевич уже много лет горя не знает с электричеством. Главный источник — это ФЭП: солнышко надёжнее ветра, а при относительно небольшом электропотреблении суточная неравномерность солнечного излучения (Тужилин с женой безвыездно находятся в своём хозяйстве лишь в летний сезон, а зимой живут в основном в городе), сглаживается аккумуляторной батареей. Сюжет про «Тужилинский электрокомплекс» демонстрировался на выставке «Энергосбережение» в Сибэкспоцентре (помнится, в 2005 г.) как опыт, явно достойный внимания и подражания.