Формирование нормативных и административных условий для обеспечения энергоснабжения изолированных и труднодоступных территорий с помощью автоматизированных гибридных энергокомплексов (АГЭК) является одним из ключевых направлений работы Центра «Энерджинет». В частности, этому был посвящен наш прошлогодний доклад.
В этой связи, большой интерес представляет сравнение российской практики развития ВИЭ на северных, в частности, арктических территориях с опытом других стран. Близким аналогом российской арктической зоны можно считать изолированный от основных энергосистем Северной Америки штат Аляска, для сельской местности которого характерно отсутствие электросетевой инфраструктуры, суровый климат и высокие затраты на доставку топлива. Более 150 поселков штата обеспечиваются автономными микросетями, работающими на дизельных генераторах, из-за чего цены на электроэнергию в них более, чем в три раза превышают средние по стране. Для замещения завозного дизельного топлива общины и коммунальные службы Аляски активно внедряют в свои микросети ВИЭ – гидроэлектростанции, солнечные панели и ветрогенераторы.
Контекст и результаты развития ветроэнергетики на Аляске описаны в статье Гвена Холдманна и Ричарда Виса, опубликованной в т. 13 журнала IEEE Electrification Magazine (№2 за 2025 год). Предлагаем вашему вниманию краткий обзор этого материала.
Авторы выделают несколько факторов, которые способствовали лидерству Аляски в разработке инновационных решений для ветро-дизельных микросетей.
Во-первых, это высокая стоимость электроэнергии. В 2024 году сельские общины Аляски платили в среднем 70 центов за кВт·ч (средняя цена в США – 16 центов за кВт·ч). Поэтому даже частичная замена дизтоплива обеспечивает значительную экономию, делая ветровую генерацию экономически целесообразной без дополнительных субсидий.
Второй фактор – отсутствие жесткого регулирования отрасли коммунальных услуг штата, что позволяет быстро принимать решения на местном уровне.
Наконец, третье – это культура практического экспериментирования: поскольку первые пользователи ветродизельных микросетей на Аляске не могли позволить себе ждать полностью готовых решений, их тестированием на практике и совершенствованием занимались местные коммунальные службы и местные сообщества.
Аляска как поле технологических экспериментов
Первые систематические усилия по внедрению ветроэнергетики в сельских районах Аляски начались в начале 1980-х годов как ответ на нефтяной кризис. К 1984 году штат установил в сельских районах 140 ветрогенераторов мощностью от 1 до 20 кВт, которые плохо подходили для суровых арктических условий и требовали трудоемкого технического обслуживания. Все эти проекты завершились к началу 1990-х годов.
Одной из основных проблем, с которыми столкнулись местные общины, был поиск поставщиков оборудования, готовых работать в Арктике. В 1997 году Электрическая ассоциация Коцебу (KEA), обслуживающая 3000 жителей расположенного за полярным кругом поселка Коцебу, в партнерстве с Национальной лабораторией возобновляемых источников энергии (NREL) установила три ветровых турбины Atlantic Orient Corporation (AOC) 15/50 Type 1 мощностью по 50 кВт с диаметром лопастей 15 метров. Одна из этих турбин оставалась в эксплуатации до 2018 года.
Более амбициозный проект KEA и NREL реализовали в партнерстве с Alaska Village Electric Cooperative (AVEC) в удаленном от Коцебу на 50 миль поселке Уэльс с населением 150 жителей. Дизельная электростанция поселка включала три генераторных установки с мощностями 75 кВт, 142 кВт и 148 кВт, нагрузка поселка варьировалась от 40 до 120 кВт. Для замещения 50% дизельного топлива были установлены две ветровые турбины по 50 кВт, роторный преобразователь, никель-кадмиевая батарея емкостью 130 А·ч и несколько контроллеров вторичной нагрузки для управления электрическими отопительными котлами. Ветрогенераторы имели инновационную конструкцию наклонной башни, которая не требовала крана при установке (рис. 1). Они позволяли отключать ДЭС в течение 3 лет работы микросети на несколько сотен часов.
Вместе с тем, проект в Уэльсе столкнулся с целым рядом технических и эксплуатационных проблем. При работе только одного дизель-генератора синхронизация ветровых турбин с сетью вызывала значительные помехи, что усложняло настройку вторичного регулирования и системы управления ДГУ, а также делало невозможным поддержание работоспособности системы силами местных операторов в отсутствие специалистов NREL.
Всего в населенных пунктах Аляски было установлено 37 турбин AOC, в том числе, 15 в Коцебу, 16 в Номе, четыре в Селавике и две в Уэльсе. К началу 2000–х годов жители Аляски завоевали репутацию новаторов в области ветродизельных гибридов, что значительно повысило заинтересованность производителей в сотрудничестве с ними. Например, компания Northern Power Systems разработала на смену ранним моделям AOC более подходящую для арктического климата ветровую турбину мощностью 100 кВт с диаметром лопастей 19 и 21 м, имеющую прямой (безредукторный) привод и систему регулирования скорости вращения лопастей.
Другим примером является проект TDX Power wind на острове Сент-Пол. Созданная в 1999 году система включает в себя турбину Vestas V27 мощностью 225 кВт, два дизельных генератора мощностью 150 кВт и синхронный компенсатор, который позволяет турбине вырабатывать электроэнергию в периоды сильной ветровой нагрузки без использования дизельного топлива. Эта конструкция отличалась от проекта в Уэльсе и большей надежностью, и простотой обслуживания.
Изолированные микросети требуют применения передовой силовой электроники, решений для хранения данных и инновационных стратегий управления электросетями для обеспечения баланса спроса и предложения в режиме реального времени. Благодаря ранним экспериментам и постепенному совершенствованию Аляска превратилась в естественный инновационный центр для ветродизельных микросетей.
Регулирование и финансирование
Большинство коммунальных служб в удаленных поселениях на Аляске, включая KEA и AVEC, работают без экономического регулирования. Кроме того, сельская местность Аляски обслуживается десятками независимых коммунальных служб, и принятие решений не диктуется централизованной властью, а происходит на местном уровне. Эта автономия дала сообществам и коммунальным службам возможность гибко подходить к расчетным рискам, экспериментировать с интеграцией ветроэнергетики и совершенствовать технические подходы без задержек на утверждение регулирующими органами. В результате сельские коммунальные службы Аляски смогли внедрить инновационные микросетевые решения, адаптированные к их конкретным задачам, без существенных помех.
Оборотной стороной дерегулирования стал высокорискованный и экспериментальный характер ветро-дизельных систем, что препятствовало их централизованному финансированию. Для ускорения прогресса в 2005 году был создан проект по возобновляемой энергетике на Аляске (REAP). Университет Аляски основал Центр энергетики и мощностей, в котором был разработан испытательный стенд микросети.
В 2008 году цены на сырую нефть превысили $140 за баррель, цены на электроэнергию в удаленных общинах также взлетели. Эта ситуация на рынке ускорила инвестиции в альтернативную энергетику. Используя эту возможность, в 2008 году законодательное собрание Аляски учредило Фонд возобновляемой энергии (REF) для грантового финансирования проектов ВИЭ. На начальном этапе программа получила государственное финансирование в размере $100 млн. В сочетании с технологической готовностью, достигнутой за десятилетие экспериментов, это привело к быстрому росту числа проектов в области ветроэнергетики в течение следующих нескольких лет (рис. 2).
По данным Энергетического управления Аляски, к 2025 году в рамках программы REF было выделено 294 гранта на общую сумму $328 млн. За счет этих средств было построено более 100 действующих объектов, потребление дизтоплива в которых составляет около 387 тыс. тонн. Ветрогенераторы позволили существенно снизить объем потребления дизтоплива. Например, в поселке Сент-Мэри к 2023 году он составил 40% от первоначального.
Перспективы и проблемы
Внедрение ветроэнергетики в отдаленных регионах, ориентированных на рынок, без принятия политических мер по снижению первоначальных затрат на создание микросетей является сложной задачей. Изначально технические и финансовые риски принимали на себя кооперативные коммунальные предприятия Аляски, такие как AVEC и KEA. Затем большую роль сыграли программы, подобные REF, которые гарантировали финансовую жизнеспособность перспективных проектов в условиях высоких капитальных затрат.
Учитывая холодный климат и высокие затраты на отопление, для жителей Аляски особенно привлекательна возможность использовать для обогрева ветер. Чтобы сделать тепло, полученное из ветровой энергии, доступным в любой момент, они продолжают работать над новыми техническими достижениями в области тепловых аккумуляторов. Одним из ключевых направлений совершенствования является реструктуризация порядка выравнивания затрат на электроэнергию, который помогает компенсировать высокие затраты сельских жителей.
В настоящее время основными проблемами сельских коммунальных служб Аляски являются нехватка финансирования, ограниченная экономия за счет масштаба и ограниченный внутренний потенциал для развития энергосистем, а также необходимость технического обслуживания и замены устаревающих систем в ранних ветроэнергетических проектах.
Чтобы расширить свои ограниченные внутренние возможности, коммунальные службы создают местные партнерства. KEA и AVEC сотрудничают с племенными организациями в рамках соглашений с независимыми производителями электроэнергии. Эта модель была успешно продемонстрирована в поселениях Шунгнак и Кобук на северо-западе Аляски, где в ходе проекта по установке солнечных батарей местные племена смогли ежедневно отключать дизельные генераторы на несколько часов, особенно в весенние и летние месяцы, и значительно сократить потребление дизельного топлива. В этой модели коммунальная компания (AVEC) продолжает управлять системой, в то время как обязанности по генерации передаются сторонним производителям. В будущем подобный механизм планируется использовать в более крупных сетевых системах, и он станет основой финансирования следующего этапа развития проектов по возобновляемой энергетике.
Подробнее читайте в IEEE Electrification Magazine, т. 13, № 2 за 2025 год.
Подготовлено АНО «Центр «Энерджинет» при поддержке Фонда НТИ и Минобрнауки России