Трагические события в Японии всколыхнули волну интереса к теме развития энергетики. "Мирный атом" оказался не таким уж мирным. А значит, ответ на вопрос, каковы перспективы этой отрасли, не так однозначен, как казалось раньше.

О перспективах развития энергетического комплекса Иркутской области, комбинированных источниках энергии и будущей стоимости киловатта энергии для иркутян, а также о том, почему в Иркутской области можно обойтись без атомных электростанций, а в Японии -- нет, рассказывает заместитель директора Института систем энергетики им.Л.А.Мелентьева СО РАН, д.т.н., профессор Валерий Стенников.

-- Каковы на сегодняшний день энергетические активы Иркутской области?

-- Ежегодно в области вырабатывается порядка 60 млрд кВт/ч электроэнергии. В регионе работает 12 ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго" суммарной мощностью 3877,5 МВт и 3 ТЭЦ других ведомств суммарной мощностью 273 МВт. Что касается гидроэнергетики, на территории области действуют четыре ГЭС общей мощностью 9088,4 МВт. Помимо этого свыше 120 дизельных электростанций разбросано по остальной территории области, не подключенной к общей энергосистеме. Из всего объема производимой электроэнергии примерно 80% вырабатывают местные ГЭС и около 20% -- ТЭЦ.

-- Насколько текущие мощности покрывают потребности региона?

-- По показателям производства и потребления тепловой и электроэнергии на душу населения Иркутская область в несколько раз превосходит средние по России значения. К примеру, в 2009 году Иркутская область произвела 57,8 млрд кВт/ч электроэнергии. Это почти треть -- 28,3% -- от производства на территории всего Сибирского федерального округа. При этом, если всю потребляемую в Иркутской области электроэнергию поделить на число жителей, получим показатель в 20,9 тыс кВт/ч. А это практически в 4 раза больше, чем приходится в среднем на одного россиянина (6,9 тыс кВт/ч в год). По потреблению тепловой электроэнергии разница не так ощутима, но все же: 18,4 Гкал/чел против 8,7 Гкал/чел.

-- Пять лет назад специалисты Института систем энергетики прогнозировали, что после 2011 года Иркутская область начнет испытывать энергодефицит в связи с ростом объемов потребления. Этот прогноз подтвердился?

-- Нет, мы и предыдущий давали с оговорками: есть ряд факторов, которые влияют на объемы потенциального дефицита -- водность рек и, как следствие, иные показатели мощности ГЭС. Или замедление темпов роста объемов потребления. Как раз с этим мы столкнулись в 2009 году. До 2008 года объемы потребления росли: к примеру, с 46,6 млрд кВт/ч электроэнергии в 2007 году до 47,5 млрд кВт/ч в 2008 году. В 2009 году региональная потребность в электроэнергии снизилась до 45,5 млрд кВт/ч. Правда, в 2010 году показатель опять начал расти -- 47 млрд кВт/ч по итогам года.

-- То есть до баланса производства и потребления еще далеко?

-- Да, даже если ничего не предпринимать, то энергодефицит будет грозить региону не раньше 2020 года. Текущие меры по энергосбережению и расширению/обновлению имеющихся источников энергии отодвигают этот срок еще, как минимум, на десяток лет. При этом на одном только энергосбережении можно высвободить до 30% потребляемых энергоресурсов. Этот объем только по тепловой энергии превысит отпуск тепла, к примеру, от Ново-Иркутской ТЭЦ.

-- Но строительство нового крупного источника все же потребуется, пусть и в отдаленной перспективе? На что, по вашему мнению, следует сделать ставку нашему региону -- теплоэнергетика, гидроэнергетика, атомная?

-- В отдаленной перспективе, конечно, потребуется. Но проекты готовятся уже сейчас. И в основном это запуск производства комбинированной теплоэлектроэнергии, т.е. строительство комбинированных теплоэлектростанций (ТЭЦ), или, как их иначе называют, когенерационных станций.

Наш минус -- холодный климат -- нужно превращать в плюс: нам остро необходимы два вида энергии -- тепловая и электрическая. ТЭЦ используют в качестве источника тепла так называемое бросовое тепло после процесса производства электрической энергии. На том количестве тепла, которое нам необходимо из-за сурового климата, мы можем вырабатывать требуемое количество электроэнергии. В исключительно генерирующих системах, таких как традиционные электростанции, поставляющих потребителям электроэнергию, только треть потенциального тепла первичного энергетического источника (уголь, природный газ или уран) доставляется потребителю. А КПД теплоэлектростанций может достигать 90%.

Подавляющее большинство когенерационных систем используют в качестве топлива природный газ. Бросовое тепло электростанций, использующих в качестве источника энергии биомассу, солнечную энергию, уголь, дизельное топливо, другие тяжелые нефтепродукты и атомную энергию, также может быть использовано для когенерации. Но такие источники энергии менее пригодны. Они более трудны для транспортирования, дороже, а в случае с атомной энергией еще и небезопасны. Исключая атомную и солнечную энергию, эти виды топлива сгорают значительно менее чисто, чем природный газ, и требуют более дорогого контроля над загрязнениями.

-- Почему в таком случае наши соседи, например, Япония, часто отдают предпочтение именно АЭС? Хотя, казалось бы, недостатка в возобновляемых источниках энергии у них нет?

-- Кроме самих возобновляемых ресурсов требуются большие площади для установки станций. Мощность ветрогенератора напрямую зависит от площади, заметаемой лопастями генератора. Например, турбины мощностью 3 МВт производства датской фирмы имеют общую высоту 115 метров, высоту башни 70 метров и диаметр лопастей 90 метров. Если сравнить мощность АЭС и площадку, которую она занимает, с показателями ветрогенераторов, которые удастся разместить на той же площади, за первыми, конечно, будет значительное преимущество. У нас, к счастью, такой проблемы, как дефицит свободных площадей, нет. И этим нужно пользоваться.

-- Насколько перспективно использование возобновляемых источников энергии на территории региона?

-- В теории очень перспективно: если эти ресурсы -- солнце, ветер, вода -- обладают достаточными для производства теплоэлектроэнергии характеристиками (к примеру, ветер большую часть времени дует со скоростью не менее 4 м/с, высокая солнечная активность и т.д.), то производство будет достаточно эффективным, во-вторых, менее трудозатратным, чем производство на базе иных источников. В-третьих, возобновляемость этих ресурсов позволяет гарантированно получать энергию бесконечно.

Однако в нашем регионе территории с достаточными для производства энергии возобновляемыми ресурсами расположены преимущественно в южной части области. Там уже есть централизованная система теплоэлектроснабжения. Она более дешевая, чем энергия, которую мы получим при строительстве возобновляемых источников.

Получается, неэффективно их строить именно там, где это наиболее оправданно исходными характеристиками самих возобновляемых источников. Но можно реализовать вариант, комбинирующий энергию ветра и солнца. Правда, для этих систем в любом случае потребуется дополнительный источник энергии: ветер -- непостоянный источник энергии, солнце -- тоже.

На севере, кстати, довольно перспективным считается гидропотенциал малых рек. Подобные ГЭС вполне могут решить проблему замещения дорогого дизельного топлива. Но они также потребуют наличия второго источника энергии, так как зимой реки перемерзают.

Из самых ярких проектов по производству энергии на базе возобновляемых источников назову, пожалуй, проект ССТ (солнечной системы теплоснабжения) на острове Ольхон.

-- Какие проекты по запуску новых источников энергии в регионе планируется сдать в ближайшие пять лет?

-- Во-первых, это ГТС (газотурбинная станция) в Братске -- проект Иркутскэнерго. Во-вторых, в Иркутске планируется сооружение газотурбинной установки: еще не решено, будет это одна ПГУ-ТЭЦ (теплоэлектростанция с парогазовыми установками) мощностью 900 МВт или три ГТУ-ТЭЦ мощностью 100 МВт каждая. Все зависит от прогнозов по энергопотреблению города, и определится после обоснования схемы теплоснабжения города.

Еще одну ПГУ мощностью 300-600 МВт планируется расположить в районе Усть-Кута. В Саянске при развитии газохимического производства на базе Новозиминской ТЭЦ потребуется ввод блока ПГУ-450 мощностью 450 МВт. Сейчас мощности Новозиминской ТЭЦ не превышают 300 МВт. Плюс по трассе вдоль газопровода от Ковыкты к Иркутску целесообразно разместить газотурбинные установки для производства энергии, достаточной для локальных территорий.

-- Как ввод новых объектов отразится на стоимости тепловой и электроэнергии для жителей области?

-- Ввод новых мощностей -- это всегда расходы. Но при одном и том же энергоэффекте когенерационные установки выигрывают как по капиталовложениям, так и по себестоимости энергии.

Я не сотрудник Иркутскэнерго, чтобы приводит точные цифры, но давайте сравним себестоимость производства одного киловатта в зависимости от источника электроэнергии. Вложения в проект тепловой электростанции, работающей на газе -- $ 1,1 тыс на кВт, на угле -- $1,5 тыс. Вложения в проект атомной станции в 3-5 раз выше -- до $5,0 тыс на кВт.

Мария Фаизова