Введение

Пройдя длительный и трудный период подготовки законодательной базы, ветроэнергетика России в 2017 году наконец-то стартовала в реализации установленных Правительством РФ планов по вводу мощностей ветроэлектрических станций (ВЭС) и по организации их отечественного производства [1]. Планы эти (3,6 ГВт суммарной установленной мощности ВЭС к 2024 году) весьма скромны на фоне крупномасштабного развития ветроэнергетики в мире (суммарная мощность на начало 2017 году составляла около 490 ГВт [2]) и в странах лидерах (в Китае в 2016 году введено более 23 ГВт новых ВЭС [2]).

Но важен долгожданный первый шаг, особенно с учётом того, что в выполнение планов включились мощные в технологическом и экономическом плане российские игроки («Росатом», «Роснано» и др.), выступающие вместе с ведущими мировыми производителями ветроэнергетических установок (Vestas, Lagerwey и др.), что вселяет определённый оптимизм относительно будущего отечественной ветроиндустрии и на её базе новой для станы энергетической отрасли.

Важнейшим для развития ветроэнергетики в России является вопрос о возможных и целесообразных объёмах и темпах ввода мощностей ВЭС. Возможности использования ВЭС в том или ином регионе и России в целом определяются наличием ветровых ресурсов (ВЭР) или ветроэнергетического потенциала (ВЭП), соответствующей сетевой, дорожной, транспортной и строительно-монтажной инфраструктурой, возможным землеотводом под ВЭС, мощностями производства ВЭУ и экономической целесообразностью их использования. Последняя определяется величиной ВЭП, техническим совершенством ВЭУ и во многом правовой и экономической базой поддержки ВЭС.

 

Ветроэнергетический потенциал России и её регионов

Понятия ВЭП и методы его определения за последнее столетие претерпевали существенное развитие по мере развития самой ветроэнергетики. Первые оценки запасов ветроэнергетических ресурсов в бывшем СССР, доступных для практического использования (технический ВЭП) и исчисляемых в ТВт·ч/год (млрд кВт·ч/год), восходят к первой трети XX века [3], согласно которым ветроэнергетический потенциал СССР составлял ≈ 18 300 ТВт·ч/год. Согласно [4] ВЭП только Казахстана оценён в 13 000 ТВт·ч/ год. По современным оценкам технический ВЭП также существенно различается у разных авторов.

Так, в [5] для стран Восточной Европы и бывшего СССР он оценён в 10 600 ТВт·ч/ год, по данным [6–9] в России он составляет ≈ 52 200 ТВт·ч/год, а по более поздним данным [10–13] — ≈ 11 500 ТВт·ч/год.

Различие существующих количественных оценок ВЭП Российской Федерации, а также появление ряда современных авторов с новыми и оригинальными подходами к развитию самого понятия ВЭП и методам его определения диктует, на наш взгляд, целесообразность обсуждения и достижения определённости в этом вопросе, важном для развития отечественной ветроэнергетики, особенно в её начальном периоде.

При оценке ресурсной базы ветроэнергетики региона (административного субъекта или страны в целом) в научном и техническом сообществе принято рассматривать три основных устоявшихся вида ветроэнергетических потенциалов: валового, технического и экономического. При этом рассматриваемый регион представляется как совокупность его частей (зон), по всей площади каждой из которых удельная мощность ветра W [кВт/м²], условия рельефа, поверхности и ветрового климата принимаются однородными, а ВЭП региона считается равным сумме валовых потенциалов его зон [6–9].

В данном исследовании авторы опирались на их классическое определение ВЭП, развитое и данное в работах [6–9], определяющих валовый, технический и экономический ВЭП следующим образом.

Валовый потенциал ветровой энергии (валовый ВЭП) региона (страны) — среднемноголетняя суммарная ветровая энергия [кВт·ч/год], теоретически доступная для использования на площади этого региона в течении одного года. Валовый ВЭП региона (страны) является чисто теоретическим понятием, не отражающим практические возможности использования ветровой энергии и в данной работе не рассматривается.

Технический потенциал ветровой энергии (технический ВЭП) региона — часть валового ВЭП [кВт·ч/год], которая может быть получена в виде электрической энергии при современном уровне развития техники и соблюдении экологических норм.

Технический ВЭП зависит от энергетической эффективности ветроэнергетических установок (ВЭУ), утилизирующих энергию ветра, характеристик ветра (скорости и функции распределения ветра по скоростям) на высоте оси ВЭУ, и доли площадей региона, пригодной для сооружения и эксплуатации ветроэнергетических установок [6–9].

Экономический потенциал ветровой энергии (экономический ВЭП) региона — величина годовой выработки электрической энергии ВЭУ региона [кВт·ч/год], получение электроэнергии на которых экономически оправдано для данного региона при существующем уровне цен на строительно-монтажные работы, оборудование, производство, транспортировку и распределение энергии и топлива при соблюдении экологических норм [6–9].

Общепринятая трактовка валового, технического и экономического ВЭП допускает разные подходы к определению их количественных параметров, которые могут приводить к существенным (в разы) различиям у разных авторов.

 

Определение технического потенциала регионов России

В работах [6–9] технический ВЭП региона определён исходя из допущений: средняя доля удельной мощности ветра, преобразованной ВЭУ в полезную энергию, составляет 30 %; среднее значение коэффициента использования установленной мощности Киум ВЭУ составляет 20 %; расстояние между ВЭУ по гидродинамическим соображениям составляет 10Dвк; площадь РФ, удовлетворяющая первому допущению, составляет 20 % от её территории; по техническим и экологическим соображениям ВЭУ занимают 10 % площади района.

Эта методика получила развитие в работах [3–10]. В них вопрос об эффективности преобразования энергии ветра (допущения 1–4) решён определением мощности тестовых ВЭУ с известными рабочими характеристиками и их Киум, определённых для всех субъектов РФ по методике НИЦ «Атмограф» [12, 13].

Достоверность оценки технического ВЭП по [12, 13] зависит от выбора ВЭУ, обеспечивающей съём ветровой энергии с 1 км² территории региона и точности определения коэффициента использования номинальной мощности ВЭУ Киум. Средние для отдельно взятой зоны значения Киум ВЭУ определялись расчётным путём по рабочим характеристикам ВЭУ (зависимостям мощности ВЭУ от скорости ветра) и по данным многолетних измерений скорости ветра на репрезентативных для этой зоны метеорологических и аэрологических станциях.

В качестве тестовой ВЭУ была выбрана одна из наиболее совершенных в 2005– 2010 годах ВЭУ производимой компанией Vestas модели V90 первого ветрового класса (по стандарту МЭК 61400), номинальной мощности 3 МВт с диаметром ветроколеса Dвк 90 м и высотой башни Нб = 100 м. Высота башни 100 м совпадала со стандартным высотным уровнем многолетних измерений ветра на государственной сети аэрологических станций бывшего СССР и современной России и, тем самым, обеспечивала максимальную достоверность теоретического определения Киум, не превышавшую 15 % для равнинных и 20–24 % для горных территорий России.

Распределение Киум ВЭУ V90 по территории РФ дано на рис. 1.

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 1

Использованная в [10–13] методика оценки технического ВЭП построена на предположении, что максимально использовать энергию ветра региона возможно размещением на допустимой площади его территории наиболее технически совершенных ВЭУ пропеллерного типа. Оптимальным при этом является размещение ВЭУ в узлах равносторонней треугольной сетки со стороной L = 10Dвк, обеспечивающее достаточно полное восстановление мощности ветра, отданной очередному ВЭУ, при его движении до следующего на его пути ВЭУ и максимально плотное их размещение: Nуд = 1,155(1000/L)² ВЭУ/км² и максимальное количество ВЭУ в регионе N = NудS, где S — площадь региона в км². При этом при расчёте технического ВЭП для сопоставимости результатов с [6–9] в силе оставлено допущение о размещении ВЭУ на 10 % площади региона.

Выбранная в качестве тестовой ВЭУ V90 при таком её размещении обеспечивала съём мощности ветра с 1 км² поверхности земли до 4,28 МВт при скоростях ветра более 13,5 м/c. Расчётный средний по территории РФ Киум ВЭУ V90 составил 19,8 %.

Результаты исследований, представленные в настоящей статье, являются следующим шагом развития представлений о техническом ВЭП России, её регионов и административных субъектов, обусловленным быстрым развитием ветровой техники.

Проведённый авторами анализ показывает, что обеспечивающей наибольшую выработку удельной (с 1 км² территории) мощности и энергии в настоящее время является ВЭУ модели Е126 первого ветрового класса производства компании Enercon (ФРГ) номинальной мощности 7,58 МВт с Dвк = 126 м и высотой башни Нб = 135 м. Е126 обеспечивает съём мощности ветра до 5,5 МВт с 1 км² поверхности земли при скоростях ветра более 15 м/c и при размещение ВЭУ в узлах равносторонней треугольной сетки со стороной 10Dвк (1260 м). Учитывая возможность повышения мощности ВЭУ за счёт роста скорости ветра с высотой при расчётах высота её башни гипотетически увеличена до 150 м (серийное производство башен с такими высотами освоены рядом производителей ВЭУ). Расчёт Киум ВЭУ E126 для административных субъектов Российской Федерации проведён с использованием методики [12, 13]. Карта распределения Киум ВЭУ E126 по территории России представлена на рис. 2.

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 2

Средний по территории России Киум ВЭУ V90 согласно проведённым расчётам составил 22,8 % против 19,8 % у ВЭУ V90, используемой в качестве тестовой в методике [10–13]. Как и в [10–13], технический ВЭП определялся в предположении размещения ВЭУ Е126 на 10 % площади региона. Результаты расчёта технического ВЭП по методике [6–13] представлены в настоящей статье в табл. 1.

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 3

Расхождения значений технического ВЭП, полученных с использованием моделей [10–13] и использованных в данной работе, объясняется разницей примерно в 1,3 раза съёма ветровой энергии с 1 км² ВЭУ Е126 и V90, а также различием в 1,2 раза и более их Киум.

Рассчитанный технический ВЭП России на базе как ВЭУ V90, так и ВЭУ Е126, соответствует его минимальному значению, поскольку обе ВЭУ сконструированы под ветра первого класса, что по прочностным свойствам (в основном определяемым диаметрами ветроколёс ВЭУ Dвк) допускает их использование по всей территории страны со сколь угодно сильными ветрами. Однако в регионах со вторым (среднегодовые скорости ветра Vср от 7,5 до 8,5 м/с) и третьим (Vср < 7,5 м/с) классами ветров по МЭК 61400 допустимо использование ВЭУ с увеличенными Dвк и, соответственно, с большими (в 1,1– 1,2 раза) значениями Киум.

Таким образом, оценённый по предлагаемой методике технический ВЭП России при достигнутом уровне ветротехники не менее чем в 20 раз превышает современное потребление электроэнергии. Обращает на себя внимание и благоприятное для практики распределение технического ВЭП по территории страны.

Оценённый технический ВЭП наиболее населённых округов РФ (Северо-Западного, Центрального, Южного и Приволжского), в которых проживает более 75 % населения России, пятикратно превышает электропотребление всей страны.

 

Определение экономического потенциала региона

Согласно [6–9] экономический ВЭП региона определяется величиной годовой выработки электроэнергии ВЭУ региона [кВт·ч/год], получение которой экономически оправдано для региона при существующем уровне цен на строительство ВЭУ, оборудование, производство, транспортировку и распределение энергии при соблюдении экологических норм [6–9].

Экономическая оправданность зависит от системы экономической поддержки ВЭУ и от интересов субъектов, реализующих и использующих проекты ВЭС.

В настоящее время и до 2024 года в Российской Федерации субъектами, определяющим экономическую оправданность, являются инвесторы, основным критерием которых является предоставляемая принятым законодательством по ВЭС [1] возможность возврата средств, вложенных в реализацию проектов ветроэнергетических установок.

Существующая в России система экономической поддержки ВЭУ [1] построена на возврате за 15 лет (при сроках гарантированной работы ВЭУ в 20 лет) средств, вложенных в строительство ВЭУ, определённых в ходе конкурсов на заключение договоров поставки мощности (ДПМ) по критерию минимальных капзатрат при условии работы ВЭУ с Киум > 27 % и получении некоторой (не более 20–25 % от капитальных затрат) прибыли от продажи электроэнергии ВЭУ по ценам оптового рынка (немногим более 1 руб/кВт·ч). Правило 27 % для Киум требует установления ветрового класса региона, определяемого по среднегодовым скоростям ветра на высоте оси ветрового колеса, и подбора для него ветроэнергетической установке соответствующего ветрового класса. Распределение по территории России среднегодовой скорости ветра на высоте 100 м, смоделированной по методике [12, 13] по аэрологическим данным, приведено на рис. 3 [12].

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 4

В данной работе значения экономического ВЭП, соответствующего действующей в России до 2024 года правовой базе реализации проектов ВЭУ, определены в соответствии с методическими положениями работ [12, 13] и рядом дополнений к ним следующим образом. Для каждого субъекта РФ определены классы ветров и выбраны из известных серийных ВЭУ соответствующего ветрового класса. Для выбранных ВЭУ по методике НИЦ «Атмограф» [12, 13] рассчитаны их средние региональные Киум. При определении экономического ВЭП пренебрегалось действующими ограничениями по ежегодным и суммарным (3,6 ГВт к 2024 году) объёмам вводов ВЭУ, установленным для сдерживания тарифов на электроэнергию (исходя из больших капзатрат на ВЭУ).

Основанием для такого допущения является расчёт на то, что в законодательство по ВЭУ будут внесены предлагаемые авторами поправки по изменению критерия конкурсного отбора проектов ВЭУ с минимума капитальных затрат на минимум себестоимости электроэнергии (сумма капитальных и эксплуатационных затрат, делённая на выработку, или Киум ВЭУ), обеспечивающие по расчётам авторов сдерживание и даже снижение (а не повышение) тарифов.

При таких поправках в правовой базе ВЭС ограничения по масштабам и темпам ввода, определённые в [1], могли бы быть ослаблены и даже сняты. В противном случае всякие рассуждения об экономическом потенциале ВЭП, который реализуется суммарными мощностями ВЭС более 3,6 ГВт, теряют смысл.

То обстоятельство, что ВЭУ разного ветрового класса имеют разные Киум в одном регионе, было уточнено в предлагаемой методике определения экономического ВЭП региона. Для этого в качестве тестовых ВЭУ с известными рабочими характеристиками выбран модельный ряд из трёх ВЭУ (FL2500-80, FL2500-90 и FL2500-100 — все номинальной мощности 2,5 МВт и высотой башни 100 м) разработки немецкой компании Furhlander, укомплектованных штатными лопастями разной длины и, соответственно, с разными диаметрами ветроколёс (80, 90 и 100 м), обеспечивающими возможность работы данного модельного ряда ВЭУ в регионах с ветрами всех трёх классов. Серийное производство этих ВЭУ налажено в ряде стран, в том числе на Украине.

Выбранные ВЭУ с Dвк = 80, 90 и 100 м, при их размещении в узлах равносторонней треугольной сетки со стороной, равной 10Dвк, обеспечивают съём мощности ветра с 1 км² поверхности земли до 4,51; 3,56 и 2,89 МВт, соответственно, что является одним из лучших показателей для современных ВЭУ.

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 5

Возрастание Киум ВЭУ с увеличением диаметра их ветроколёс и, соответственно, выработки ими электроэнергии проиллюстрировано на рис. 4а, б, в. Размещение ВЭУ модельного ряда FL 2500 соответствующего ветрового класса по субъектам РФ проведена с учётом установленного в [12] распределения средних многолетних значений скоростей ветра на высоте 100 м (рис. 2). Определение экономического ВЭП проведено по рассчитанным для субъектов РФ значениям Киум ВЭУ соответствующего класса.

Определение экономического ветрового потенциала в работах [10–13] основывалось на введённом авторами критерии, в соответствии с которым ВЭУ считались экономически эффективными для региона, если себестоимость выработанной ими электроэнергии за установленной (20-летний) срок их службы не превышал себестоимости электроэнергии, выработанной традиционными тепловыми электростанциями на газе (наиболее экономичный источник электроэнергии в РФ) той же, что и ВЭУ, выработки с учётом стоимости топлива (газа), вновь построенными и введёнными одновременно с ВЭУ в том же регионе.

Экономический ВЭП региона определялся как сумма выработки определённых таким образом ВЭУ, размещённых на части территории региона, допускающей строительство и эксплуатацию ВЭС с учётом наличия сетевой и дорожно-транспортной инфраструктуры.

Авторы полагают, что в субъектах РФ с развитым земледелием размещение ВЭС возможно на всех посевных площадях, данные о которых взяты из официальных изданий Росстата [14]. Основанием для этого являются очевидные соображения, согласно которым посевные площади обеспечены подъездными путями, в основном расположены вблизи мест достаточно плотного проживания населения, где, за редким исключением, имеется электросетевая инфраструктура и сбыт электроэнергии. А размещение ВЭУ на расстояниях порядка 1 км друг от друга не только не является помехой для земледельческих операций, но и может способствовать им (ранее в [13] было показано, что ряд ВЭУ вполне заменяет лесополосы по снегозадержанию).

В субъектах РФ с отсутствующим земледелием или с малой плотностью населения (Севера, Дальний Восток) из соображений сопоставимости с подходом [6–9], землеотвод под ВЭС принят равным 10 % от территории региона.

Результаты расчёта экономического ВЭП по методикам [6–13] и предложенной в данной статье приведены в табл. 2. Расхождения значений экономического ВЭП, полученных с использованием методик [6–9], [10–13] и предлагаемой в статье объясняется принципиальной разницей определения экономической эффективности ВЭУ, зависящей от законодательной базы экономической поддержки ВЭУ, повышенной площадью землеотвода под ВЭС и различиями их Киум.

О возможной и целесообразной суммарной установленной мощности ветроэлектрических станций в России. 11/2017. Фото 6

Величина экономического ВЭП, определённого по методикам [10–13] и предлагаемой, оказывается существенно выше оценённого в работах [6–9] и сопоставима (при оценке по методике [10–13]) и даже существенно (в 2,5 раза) превышает (по предлагаемой методике) современное потреблением электроэнергии в России (потребление электроэнергии в Единой энергосистеме России в 2016 году составило, по данным АО «СО ЕЭС», 1027 млрд кВт·ч/год). Полученные результаты свидетельствуют о необходимости дальнейшего развития понятия экономического потенциала ветровой энергии и определения его характеристик с целью возможностей его практического использования в отечественной ветроэнергетике.

 

Технологические ограничения масштабов использования ВЭС

Наиболее существенным ограничением масштабов использования ВЭС является установленное мировой практикой правило о непревышении ввода суммарных мощностей ВЭС более 20 % мощности существующей энергосистемы во избежание нарушения стабильности её работы и снижения качества электроэнергии.

Известны примеры ряда стран ЕС (Дании, Португалии и др.), когда энергосистемы этих стран обеспечивали качественную выработку энергии и при больших (до 50 % и более) вкладах мощности ВЭС, но это обеспечивалось переброской избыточных мощностей ВЭС в соседние страны и высоким качеством электросетевого хозяйства в Европе. В целом же это ограничение практически в обязательном порядке учитывается при проектировании ВЭС за рубежом и должно учитываться в России, особенно с учётом снижения в последние десятилетия качества её электросетевого хозяйства.

Расчёт возможных с учётом этого ограничения объёмов ввода экономически эффективных ВЭУ по субъектам РФ до 2024 года рассчитан и приведён в последнем столбце табл. 2.

Расчёты основаны на данных Росстата об объёмах выработки и потребления электроэнергии по субъектам Российской Федерации за 2016 год [14] и планах развития российского электроэнергетического комплекса согласно «Энергетической стратегии 2035» [15].

Согласно [15] предусматривается опережающее развитие электроэнергетики для реализации масштабной электрификации страны и повышение электровооружённости труда в стране с ростом установленной мощности электростанций к 2035 году более чем на 1/3 и увеличением душевого потребления электроэнергии на 57 %.

При реализации [15] допустимое по общепринятому 20 %-му ограничению суммарное потребление электроэнергии ВЭС в России к 2035 году может достигать 99,3 млрд кВт·ч/год (до 7 % от суммарного потребления электроэнергии в стране), а соответствующая суммарная допустимая установленная мощность только сетевых ВЭС может составить 40 ГВт. Ещё около 5 ГВт ВЭС согласно [13] может быть эффективно использовано в изолированных зонах России.

В заключение следует отметить большие возможности эффективного использования ВЭС гигаватной мощности для увеличения экспорта электроэнергии в сопредельные с Россией страны. Данная идея получила развитие в ходе совместной российско-китайской разработки в 2014–2015 годах уникального для мировой практики по масштабам и технологическому уровню проекта строительства и использования крупных ветроэлектрических станций суммарной мощностью до 50 ГВт (ГигаВЭС) на российских побережьях морей Северного Ледовитого и Тихого океанов с передачей электроэнергии в Китай [16].

В ходе исследования были установлены три больших района и в каждом районе два-три полигона площадью 15–20 тыс. км², достаточной для размещения ГигаВЭС мощностью 50 ГВт, из них: два полигона на полуострове Гыданский (ЯмалоНенецкий АО) в районах с центрами в посёлках Гыда-Ямо и Антипаюта, три полигона на полуострове Таймыр (Долгано-Ненецкий АО) с центрами в посёлках Диксон, Караул и Сопкарга и два полигона на севере острова Сахалин в районах посёлков Охи — Рыбновска и Погиби — Чайво. Для них были спланированы маршруты оптимальных по протяжённости и географическому расположению ЛЭП по линиям электропередачи постоянного тока ультравысокого напряжения (до 1100 кВ) постоянного тока для транспортировки электроэнергии от ГигаВЭС до границы с Китаем.

Согласно проведённым оценкам экономических показателей ГигаВЭС в выбранных районах, исходя из китайских (ввиду отсутствия российского опыта) расценок на строительство и обслуживание ГигаВЭС, резервирующих тепловых электрических станций (угольных либо газовых) и систем передачи их мощности до границы с Китаем, установлена достижимость себестоимости вырабатываемой ГигаВЭС электроэнергии менее 66 $/ МВт·ч при внутренней норме доходности проектов до 9–11 % и приемлемых сроках окупаемости.

Согласно результатам инициативных исследований авторов перспективным представляется увеличение экспорта электроэнергии ГигаВЭС, расположенных на Сахалине и его шельфе, в Японию, КНДР и Республику Корея на обоюдно выгодных энергетических и экономических условиях. Перспективным представляется также использование ГигаВЭС для увеличения мощности проектируемого Большого азиатского энергетического кольца, объединяющего энергосистемы России, Китая, Кореи, Монголии и Японии.

Высокоперспективным представляется также сотрудничество в ветроэнергетике России с Казахстаном, ряд районов которого вместе со степными районами южной Сибири обладают богатыми (свыше 100 млрд кВт·ч/год) ветровыми ресурсами, позволяющими реализовывать совместные проекты ГигаВЭС и эффективно использовать имеющуюся объединённую сетевую инфраструктуру для реализации их электроэнергии внутри России и Казахстана, для энергетического обеспечения «Нового шёлкового пути» и ряда совместных проектов стран БРИКС, а также её экспорта в страны Средней Азии, Китай и Индию.