Экстремальные климатические условия и удаленность Крайнего Севера и Арктики от централизованных энергосетей требуют оптимальных решений в плане энергетики. Что готова предложить отрасль для надежного обеспечения региона теплом и светом, если традиционные методы энергоснабжения порой неэффективны или слишком дороги?

Поможет вода

Будущее заполярной энергетики во многом связано с активным использованием ВИЭ, поскольку это и экологично, и экономично. Но если перспективы солнечной и ветровой энергетики оценили и обозначили, то потенциал гидроэнергетики оказался незаслуженно забытым. Хотя регион богат на реки: в Якутии их 700 тысяч, в Красноярском крае — 127 тысяч. Водные артерии можно использовать для строительства ГЭС и получения дешевой энергии. При этом речь не идет о крупных объектах, реализация которых растягивается на десятилетия и требует значительных вложений. Обоюдный выигрыш в социально-экономическом и в экологическом планах могут привнести малые ГЭС, коих во времена СССР было довольно много.

«Тема малых гидростанций у нас как-то умерла после того, как в 1945 году было построено 845 гидростанций, а еще через 7 лет их количество составило более 7000. Но спустя непродолжительное время в стране осталось 102 малых станции до 25 мегаватт, — отметил генеральный директор Национального агентства по энергосбережению и возобновляемым источникам энергии Николай САФРОНОВ в своем выступлении на конференции «Надежное энерго- и теплоснабжение удаленных и изолированных территорий Крайнего Севера и Арктики», прошедшей в рамках РМЭФ-2025. — Сегодня из восьми стран, входящих в арктическую зону, семь строят малые гидростанции.

Не строит только одна — Россия. Аргументируют это тем, что, мол у нас самые мерзлые реки, все промерзает и так далее. Хотя в той же Канаде максимальная температура достигает минус шестьдесят девять градусов. Несмотря на это, страна получает 15 тыс. МВт на малых гидростанциях. Жаль, что мы не следуем их примеру. По малой генерации, полагаю, мы отстали, наверное лет на 50».

Эксперт убежден, что у России есть возможности использования малых ГЭС для обеспечения энергетической безопасности в отдаленных населенных пунктах на севере страны, где нет центрального энергоснабжения, при этом значительно сокращая объем северного завоза и снижая углеродный след предприятий и регионов. Средний срок окупаемости таких проектов составляет около 5 лет.

«Какие технические решения можно использовать? Мягкая резиновая плотина — один из лучших вариантов для северных рек: надо — работает, не надо — сняли и сдули. Подобная успешно действует в Европе.

В Арктике могут появиться 333 малых ГЭС. Многие из них будут автоматизированными и цифровыми. Прогнозируемая мощность — примерно 1 МВт.

Другой вариант — капсульная гидростанция (в нее входят генератор и турбина), которая опускается на дно реки. Сверху может быть лед, движение судов, а внизу находится гидростанция. Сейчас «Рус
Гидро» заинтересовалась использованием в Якутии таких установок. Но интерес и практическое использование — две большие разницы», — подчеркнул Николай Сафронов.

Справедливости ради стоит отметить, что в погодных условиях Арктики малые ГЭС могут работать только по пять-шесть месяцев в году. Поэтому для повышения рентабельности таких установок нужен целый ряд мер, среди которых, например, снижение требований к проектной документации, компенсация затрат на сооружение деривационных каналов и прочее.

Требуется поддержка

Строить крупные АЭС, ГЭС и ТЭЦ в Арктике невозможно и неэффективно, так как распределить энергию между населенными пунктами не получится, в первую очередь из-за негативного воздействия климата (ветер, снег, лед) на коммуникации. Выход — создание локальной энергетики. Однако эта сфера нуждается в системной государственной поддержке, которая возможна только на основе полноценной реализации принципов государственно-частного партнерства, отметил руководитель направления по энергетике и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока (КРДВ) Максим ГУБАНОВ, выступая на заседании Научного совета по комплексным проблемам развития энергетики при президиуме РАН.

К ним относятся обеспечение долгосрочного планирования со стороны региональных органов власти, использование эффективных бизнес-моделей со стороны частных инвесторов и обеспечение льготного финансирования со стороны институтов развития.

Единственная в мире плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) в г. Певек. Обеспечивает энергией удаленные районы Арктики с 2020 года. Мощность: 70 МВт.

© «Атомфлот», личный архив Виталия Трутнева

Уже реализуются несколько пилотных проектов по комплексной модернизации локальной энергетики на основе новых бизнес-моделей и форм государственно-частного партнерства. Результатом данной работы станет подтверждение их эффективности и возможности дальнейшего масштабирования на труднодоступных и изолированных территориях Дальнего Востока, Сибири и Арктики.

«Предложенный КРДВ подход к развитию этой сферы на основе принципов государственно-частного партнерства является обоснованным, соответствует передовой российской и международной практике и уже реализуется в рамках пилотного проекта. По итогам состоявшейся дискуссии Научный совет будет рекомендовать Правительству Российской Федерации поддержать реализацию указанной инициативы», — отметил заместитель председателя Научного совета по комплексным проблемам развития энергетики при президиуме РАН, академик РАН, директор ИНЭИ РАН Сергей ФИЛИППОВ.

Новые решения

Российские компании, перед которыми стоит задача достижения технологического суверенитета, продолжают поиски оптимальных вариантов, создавая при этом уникальные решения. ГТД АА-2000 — одна из инновационных разработок ООО «ИНГК». Это двигатель радиального типа, выполненный по схеме простого цикла, с малоэмиссионной камерой сгорания, имеющий высокую степень надежности и производительности (в сравнении с обычным осевым ГТД). Кроме того, он имеет существенно меньшие размеры и массу, чем газопоршневые установки аналогичной мощности.

«Смысл этого агрегата в том, чтобы его можно было вывезти в любое чистое поле, в удаленный район Крайнего Севера, Арктики, где есть природный газ, попутный нефтяной газ, нефть. Впрочем, в нашем агрегате сгорит при необходимости даже угольная пыль, благодаря очень простой конструкции камер сгорания. Оборудование можно на трех машинах доставить на любой объект, его установка не требует никаких фундаментов — достаточно отсыпки, дорожных или аэродромных плит», — пояснил председатель совета директоров ИНГК, к.э.н. Игорь ТУРУСОВ.

В конце 2024 года президент национального исследовательского центра (НИЦ) «Курчатовский институт» Михаил КОВАЛЬЧУК заявил о создании в РФ принципиально новой малой АЭС. По его словам, речь идет о саморегулируемом реакторе, который отличается безопасностью. Такая станция дает до 1 МВт электричества и до 14 МВт тепла, что является базой для освоения Арктики, Северного морского пути и труднодоступных удаленных районов. Михаил Ковальчук назвал создание инновационных атомных энергетических технологий для Крайнего Севера одним из приоритетных направлений.

От дорогого к дешевому

Основная часть населенных пунктов, находящихся за Северным полярным кругом, сегодня продолжает снабжаться электроэнергией от дизельных электростанций (ДЭС). При этом их физический износ в некоторых случаях доходит до 70%. Кроме того, дизельное топливо дорогое, а его поставки полностью зависят от северного завоза. На выходе получается генерация высокой стоимости. Так, в отдельных районах Чукотского АО себестоимость производства электроэнергии на ДЭС составляет более 100 руб./кВт•ч, а в удаленных населенных пунктах Якутии превышает 1000 руб./кВт•ч.

Кольская ВЭС — самая мощная ветростанция за Полярным кругом (201 МВт).

Введена в 2022 году.

© gov-murman.ru

Впрочем, даже в этом регионе можно найти примеры дешевой генерации, правда, с другими источниками топлива. Один из них — газомоторная тепловая электростанция (ГМ ТЭЦ), действующая в Анадыре. Она считается самой эффективной ТЭЦ Чукотки, так как себестоимость производства электрической энергии не превышает 10 руб./кВт•ч. Используемое топливо — природный газ Западно-Озерного месторождения. Но оборудование, работающее на месторождении, в настоящий момент уже нуждается в модернизации. Если от нее отказаться в этом году, то через пару лет эксплуатация скважин будет невозможной, что грозит закрытием ГМ ТЭЦ. Для решения проблемы требуется реконструкция и модернизация объектов газового комплекса на месторождении, предполагающая строительство дожимной компрессорной станции. Это даст возможность сохранить объемы поставок газа и промышленно эксплуатировать месторождение до 2035 года с возможностью дальнейшего продления еще на 17 лет.