Адаптация к изменениям климата: новый вызов развитию электроэнергетики России

Пётр Михайлович Бобылев
Заместитель директора департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Российской Федерации
e-mail: bobylevpm@minenergo.gov.ru

Михаил Михайлович Дыган
Директор проекта Отдела администрирования проектов Департамента управления проектами ФГБУ «РЭА» Минэнерго России, к.т.н.
e-mail: dyganmm@minenergo.gov.ru

В статье рассматриваются вопросы, связанные с адаптацией к изменениям климата электроэнергетического комплекса России. Особое внимание уделяется систематизации вызовов и возможностей при устойчивом развитии энергосистемы России.

Подъем глобальной температуры тропосферы Земли большинство ученых связывают с трансформацией состава атмосферного воздуха, обусловленного деятельностью человека. Теория парникового эффекта основана на поглощении теплового излучения в тропосфере такими газами, как диоксид углерода, метан, закись азота, озон и хлорфторуглероды. Увеличение концентрации основных парниковых газов многие ученые обусловливают интенсивным ростом выбросов в атмосферу в результате сжигания органического и углеводородного топлива. Сущность парникового эффекта заключается в поглощении этими газами длинноволнового (инфракрасного) излучения, исходящего от Земли, и повышении за счет этого температуры в тропосфере с одновременным охлаждением стратосферы.
Существуют и другие точки зрения на причины потепления климата. Немало ученых, которые ставят под сомнение существование связи глобального повышения температуры с антропогенными выбросами [1–4]. Отдельные исследователи склоняются к тому, что приоритетная роль в климатических изменениях на Земле принадлежит глубинным движениям водных масс в океане, в частности, развитию мощного природного течения, получившего название «Эль-­Ниньо» [5].
Ряд ученых считает, что рост температуры воздуха обусловлен изменением солнечной активности[2], из-за чего и наблюдается повышенное поступление углекислого газа в атмосферу из биоты.
При такой трактовке процесса роста поступлений углекислого газа в атмосферу Земли учение о техногенном влиянии на климат через парниковый эффект становится неочевидным. Эта позиция во многом подтверждается сравнением количества углекислого газа, поступающего в атмосферу: техногенные поступления по массе значительно уступают естественным. С учетом вышесказанного становится понятно, почему Международная конференция по проблеме климата, состоявшаяся в Копенгагене (Дания) в декабре 2009 г., не пришла к согласованному мнению по вопросу влияния на климат парникового эффекта техногенного происхождения.
Несмотря на существование различных точек зрения, по всеобщему признанию, необходимо четко представлять причины, характер и последствия этого явления, и если не предотвратить, то по крайней мере адаптироваться к последствиям таких изменений климата.
Для постановки задачи адаптации к изменениям климата необходимо установить качественные и количественные характеристики присутствия объектов электроэнергетики на территории России, а также определить географические и природно-­климатические характеристики их размещения.
Генерация энергии и тепла производится на всей территории нашей страны, но приурочено к густонаселенным и промышленным районам (тепловые электрические станции – ТЭЦ, ГРЭС) либо к крупным водным объектам (гидроэлектростанции – ГЭС).
На конец 2019 года в составе Единой энергетической системы (ЕЭС) России работали семь Объединенных энергетических систем (ОЭС). В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит около 700 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Совокупная установленная мощность российских электростанций с учетом технологически изолированных энергосистем по состоянию на конец 2019 г. составляет 246 342,45 МВт [6].
К изолированным относятся энергорайоны, расположенные в энергосистемах Чукотского автономного округа, Камчатской, Сахалинской и Магаданской областей, Норильско-­Таймырского и Николаевского энергорайонов, энергосистемы центральной и северной частей Якутии. Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 10 700 линий электропередачи класса напряжения 110‒1150 кВ [7].
Линии электропередачи напряжением 0,4‒1150 кВ имеют общую протяженность порядка 3 млн км, в том числе электрические сети класса напряжения 220‒1150 кВ – 158,14 тысяч км. Потери электрической энергии в российских электросетях при ее передаче и распределении достигают, в зависимости от региона, от 11 % до 40 % полезного отпуска [8].
Объекты получения тепла и энергии, а также, особенно, системы передачи электроэнергии везде уязвимы, и их надо рассматривать в целом, без выделения отдельных физико-­географических и природно-­климатических особенностей. Они преимущественно расположены в густонаселенных районах, где любая техногенная авария затронет значительное количество людей.
На единичных объектах, расположенных в труднодоступных районах, техногенные аварии затронут меньшее количество людей. В то же время, в изолированных энергорайонах последствия аварий для населения будут тяжелее. И как раз в изолированных энергорайонах ожидается повышенная (по сравнению с густонаселенной частью России) повторяемость опасных явлений и большее изменение климатических характеристик и гидрологического режима рек, потенциально пригодных для размещения малых ГЭС.
Очевидно, что будет необходимо уточнить и актуализировать карты климатического районирования и метеорологические параметры, принимаемые в расчет для обеспечения безопасности сооружений топливно-­энергетического комплекса, как проектируемых, так и эксплуатируемых. Например, для линий электропередач в правилах устройства электроустановок [9] указано, что «определение расчетных климатических условий, интенсивности грозовой деятельности и пляски проводов для расчета и выбора конструкций воздушных линий электропередачи (ВЛ) должно производиться на основании карт климатического районирования с уточнением по региональным картам и материалам многих наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов управлений гидрометеослужбы и энергосистем за скоростью ветра, интенсивностью и плотностью гололедно-­изморозевых отложений и температурой воздуха, грозовой деятельностью и пляской проводов в зоне трассы сооружаемой высоковольтной линии. При обработке данных наблюдений должно быть учтено влияние микроклиматических особенностей на интенсивность гололедообразования и на скорость ветра в результате действия как природных условий (пересеченный рельеф местности, высота над уровнем моря, наличие больших озер и водохранилищ, степень залесенности и т. д.), так и существующих или проектируемых инженерных сооружений (плотины и водосбросы, пруды-­охладители, полосы сплошной застройки и т. п.)».
Глобальное потепление конца ХХ – начала ХХI веков является основной особенностью современного климата. Индикатором современных изменений выступает глобальная осредненная по всему земному шару температура приземного воздуха. По данным наблюдений, средняя скорость потепления для земного шара составляет 0,166 °C/10 лет за 1976‒2012 гг. и 0,075 °C/10 лет за 1901‒2012 гг. В целом для России, среднегодовая скорость потепления составляет +0,43 °C/10 лет, но есть существенные межсезонные различия трендов [10].
На рисунке 1 показан временной ряд среднегодовых аномалий температуры приземного воздуха, осредненных по территории России. Из рисунка видно, что наиболее интенсивный период потепления приходится на временной промежуток 1976–2012 гг.
Россия по сравнению с другими странами, в том числе странами арктического региона, обладает более развитой инфраструктурой в районах распространения многолетних мерзлых пород (ММП). Помимо нескольких городов с численностью населения более 100 тыс. человек, здесь имеются автомобильные и железные дороги, аэропорты, способные принимать крупные авиалайнеры, речные и морские порты на крупных реках и на Арктическом побережье, протяженные линии электропередач, единственная в мире Билибинская атомная электростанция, построенная на многолетнемёрзлых грунтах, и разветвленная сеть трубопроводов, общая протяженность которых только лишь в Сибири превышает 350 тысяч километров [11].

Режимы эксплуатации объектов инфраструктуры, в том числе объектов электроэнергетики, в зоне распространения вечной мерзлоты и за ее пределами различны. Обычно, инфраструктура в районах вечной мерзлоты имеет меньший расчетный срок эксплуатации в силу того, что она подвержена более интенсивному износу. Большую роль здесь играет увеличение температуры мерзлых пород [12].
Индекс геокрилогического риска (Ir) имеет сложное пространственное распределение. В области наибольших значений Ir попадают Чукотка, бассейны верхнего течения Индигирки и Колымы, юго-восточная часть Якутии, значительная часть Западно-­Сибирской равнины, побережье Карского моря, Новая Земля, а также часть криолитозоны с островным распространением вечной мерзлоты на севере Европейской территории России (ЕТР) [21]. В этих районах имеется развитая инфраструктура, в частности газо- и нефтедобывающие комплексы, система трубопроводов «Надым ‒ Пур ‒ Таз» на северо-­западе Сибири, Билибинская атомная станция и связанные с ней линии электропередач от поселка городского типа Черского на Колыме до города Певека на побережье Восточно-­Сибирского моря [21]. Деградация мерзлоты на побережье Карского моря может привести к значительному усилению береговой эрозии, за счет которой в настоящее время берег отступает ежегодно на 2‒4 метра. Особую опасность представляет ослабление вечной мерзлоты на Новой Земле, в зонах расположения хранилищ радиоактивных отходов [21].
Увеличение числа суток с экстремально высокими значениями температуры воздуха в летний сезон негативно скажется на процессе передачи электроэнергии, приводя к уменьшению исходной передаваемой мощности. При превышении температуры +25 °C передаваемая мощность уменьшается на 2,25 % на 1 °C [13], потери на ЛЭП составляют 0,4 % на 1 °C. Кроме того, при превышении температуры до +35 °C возникает опасность перегрева линий электропередач (ЛЭП), что может привести к прекращению передачи электроэнергии [14].

Рост зимних экстремально сильных осадков, который наблюдается на большей части территории Российской Федерации, также оказывает отрицательное воздействие на машинное оборудование [13]. Увеличение повторяемости сильных дождей, которое наблюдается в последние годы, может привести к более частым замыканиям в цепи и увеличить повторяемость аварий на ЛЭП. На протяжении XXI века ожидается усиление отмеченных тенденций.
Опасность для ЛЭП представляют также грозы, однако, в последние десятилетия ярко выраженного тренда грозовой активности не наблюдается.
Также угрозу для функционирования ЛЭП вызывают наводнения, лавины и оползни, которые могут привести к повреждениям кабеля, подстанций и другого оборудования ЛЭП [13]. Частота этих явлений в последние десятилетия увеличивается, тенденции сохранятся и в будущем [10].
Атомные электростанции (АЭС) менее подвержены воздействию высоких температур и росту интенсивности осадков, т. к. степень защиты на них довольно высока [13]. Обязательным при проектировании объектов атомной энергетики является учет экстремальных метеорологических переменных [15]. При проведении инженерных и гидрометеорологических изысканий опасные гидрометеорологические явления делятся на три класса по степени опасности: от I класса (особо опасные процессы) до III класса (не представляющий опасности процесс) [13]. Увеличение повторяемости опасных гидрометеорологических явлений при изменении климата может увеличить степень опасности для комплекса зданий и сооружений АЭС. Наиболее опасными для АЭС являются смерчи и ураганы.
Прогнозируемое увеличение притока воды к водохранилищам крупных ГЭС России в целом благоприятно скажется на выработке электроэнергии в стране. Однако, если объем воды окажется выше нормы, предусмотренной на водохранилище, могут потребоваться дополнительные сбросы, которые могут быть опасны для населенных пунктов, расположенных ниже по течению. Так, вследствие увеличения стока в зимний период, может быть необходим пересмотр режима работы отдельных водохранилищ и каскадов для создания оптимальных условий регулирования стока с учетом запросов всех водопользователей и минимизации возможных неблагоприятных экологических и социальных последствий [10]. По оценкам [16], потенциал выработки гидроэнергии в Скандинавии и Северной России увеличится на 15‒30 % по сравнению с концом XX века. Прогноз изменений выработки гидроэлектроэнергии на середину XXI века по ансамблю Модели общей циркуляции атмосферы и океана (МОЦАО) в условиях сценария А2, в соответствии с номенклатурой МГЭИК [20], представлен на рисунке 2. Как видно, на большей части страны изменения составляют от –2 до 8 %.

Значительное воздействие на гидроэнергетику в последние десятилетия произошло в бассейне Волги. Увеличение зимнего стока за период 1978‒2010 гг. здесь составило 70‒120 % по сравнению с 1946‒1977 гг. Приток к водохранилищам Волжско-­Камского каскада ГЭС (ВКК) увеличился на 8‒26 % [18], практически для всех водохранилищ – за счет зимних месяцев. Суммарная среднемноголетняя выработка электроэнергии девяти ГЭС ВКК возросла на 13 %, суммарная среднезимняя мощность 90 %-ной обеспеченности – на 47 % [10]. Возросла также обеспеченность навигационных уровней воды в верхних бьефах гидроузлов Волжско-­Камского каскада.
Для успешной работы АЭС требуется вода для охлаждения системы, поэтому их функционирование зависит от количества водных ресурсов. Так, дальнейшее уменьшение водных ресурсов на юге может привести к уменьшению доступности воды для охлаждения и понижению порогового уровня отключения, что может оказаться существенным для электростанций южного региона, например, для Ростовской АЭС.
Для оценки воздействий и будущих последствий изменения климата в Минэнерго России использован подход на основе относительных изменений по градациям степени воздействия. Оценка климатической уязвимости объектов ТЭК проводилась по методике, используемой в международном проекте CLICC (Country level impact of climate change [https://www.unenvironment.org/explore-­topics/climate-­change/what-we-do/climate-­adaptation/world-­adaptation-science-­programme‑3]) в 2015‒2016 гг., а также в рамках российско-­британского двустороннего проекта, проводившегося в 2016‒2017 гг. «Росгидрометом» при участии Государственного гидрологического института совместно с британской компанией Ricardo AEA.
Разработанная методология предлагает представлять произошедшие и прогнозируемые воздействия изменений климата в виде таблиц, приведенных ниже (таблица 1 – для уже произошедших воздействий и таблица 2 – для прогнозируемых воздействий). В таблицах представлены воздействия и последствия изменений климата для различных отраслей ТЭК и их технологических операций. В столбце 2 описаны кратко сами климатические воздействия и характерные для них изменения в ТЭК. Степень уязвимости, представленная в столбце 3 таблицы, оценивалась по трем градациям – «высокая», «средняя» и «низкая».

В исходной методике, предлагалось оценивать уязвимость в зависимости от трех типов воздействия – природное, социальное и экономическое. Влияние изменений климата на топливно-­энергетический комплекс, в том числе электроэнергетику, в основном выражается в экономическом воздействии. Для данного типа воздействия методика предполагает оценку по стоимости затрат на восстановление систем от наблюдаемого/прогнозируемого климатического эффекта. Поскольку такой количественной информации о стоимости затрат, связанных с борьбой с климатическими эффектами (например, стоимость ремонта фундаментов, подверженных таянию вечной мерзлоты), недостаточно, степень уязвимости во многих случаях оценивалась по процентным соотношениям произошедших/прогнозируемых в отраслях ТЭК изменений следующим образом:
– низкая степень уязвимости – произошедшие и прогнозируемые изменения климата приводят к изменениям в элементах ТЭК менее чем на 10 %;
– средняя степень уязвимости – произошедшие и прогнозируемые изменения климата приводят к изменениям в элементах ТЭК на 10‒30 %;
– высокая степень уязвимости – произошедшие и прогнозируемые изменения климата приводят к изменениям в элементах ТЭК более чем на 30 %.

Аналогичный подход был применен и в российско-­британском проекте при оценке воздействий на инфраструктуру в районах вечной мерзлоты. Временной период, за который проводилась оценка в литературе, указан в последнем столбце таблиц 1 и 2.
В столбце 4 приведенных таблиц также представлена степень достоверности предложенной оценки. Она осуществлялась в соответствии со следующими принципами:
– низкая степень уверенности – в литературе представлена одна оценка соответствующего климатического воздействия на электроэнергетику с оценкой достоверности или без оценки достоверности, для всей территории России или отдельного региона/города;
– средняя степень уверенности – в литературе представлено несколько оценок соответствующего климатического воздействия на электроэнергетику, основанных на достоверных данных, для всей территории России или отдельного региона/города;
– высокая степень уверенности – в литературе представлено множество оценок и примеров соответствующего климатического воздействия на электроэнергетику, основанных на достоверных данных, согласующихся друг с другом, для различных регионов России.
Таблицы оценки уязвимости различных объектов электроэнергетики к уже наблюдавшимся за последние 20–30 лет и прогнозируемым на середину XXI века изменениям климата представлены ниже. В таблице 3 представлены основные климатические воздействия и изменения соответствующих объектов электроэнергетики для различных отраслей в региональном разрезе (по федеральным округам).
В таблице 4 представлены основные прогнозируемые последствия изменений климата и экстремальных погодных явлений для энергоснабжения и соответствующие варианты адаптации.

Адаптационные меры в энергетическом секторе должны обеспечивать экономическую эффективность, доступность энергии, энергетическую и экологическую безопасность.
В части обеспечения экономической эффективности электроэнергетики наиболее применяемыми методами является энергосбережение, а также диверсификация энергетики, в том числе в децентрализованных зонах, с использованием альтернативных источников энергии: гелиоэнергетика, ветроэнергетика, геотермальная энергетика, малая и большая гидроэнергетика, биотопливо, тепловые насосы [19].
В обозримой перспективе (по проекту Энергетической стратегии России до 2035 г.) углеводородное топливо (в первую очередь природный газ) сохранит свои позиции при одновременной реализации мер энергосбережения и энергетической эффективности – улучшение КПД соответствующих установок и увеличение в них доли комбинированной выработки тепловой и электрической энергии [19].
Хотя в ближайшие десятилетия лидерство ископаемых углеводородов, и прежде всего газа, в топливно-­энергетическом балансе мира и России вряд ли можно поставить под сомнение, ВИЭ может экономически обоснованно замещать мощности на углеводородном топливе в районах децентрализованного энергоснабжения (то есть на 2/3 территории страны). Особенности размещения указанных источников энергии на территории России позволяет практически каждому ее субъекту комплексно использовать два-три вида возобновляемых источников [19].
В целях развития распределенной генерации, в том числе на основе ВИЭ, уже сейчас реализуется план мероприятий по модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации в таких энергорайонах.

В отношении доступности энергии, энергетической и экологической безопасности в электроэнергетике необходимо обратить внимание на энергетические установки, работающие на ископаемом топливе, а также на системы транспортировки топлива и электроэнергии. Здесь основными мерами адаптации станут технологические и инфраструктурные инновации, повышающие устойчивость сооружений к неблагоприятным погодно-­климатическим воздействиям. В этой связи целесообразно также создать масштабную и эффективную систему оценки и минимизации рисков и предотвращения ущерба от ожидаемого изменения климата, реализующую потенциал действующего законодательства [19].
В частности, в электроэнергетике, в районах таяния вечной мерзлоты нужно будет укреплять линии электропередач, которые должны иметь грозозащитное оборудование, а монтаж опор, доставляемых транспортом, учитывая низкие температуры, надо выполнять незамедлительно.
Для адаптации гидроэнергетики к изменениям климата целесообразно уточнить гидроэнергетический потенциал малых и средних рек, учитывая, что в условиях России гидроэнергетика – наиболее перспективный и экономически эффективный ВИЭ. Вместе с тем, массовое строительство малых ГЭС возможно лишь в случае отказа от индивидуального проектирования в пользу серийного производства оборудования, а также качественно нового подхода к оценке его надежности и стоимости [19].
В данной области также предстоит преодолеть ряд препятствий, таких как: неинформированность потенциальных пользователей о преимуществах применения гидроэнергетических объектов; недостаточную изученность гидрологического режима и объемов стока малых водотоков; низкое качество действующих методик, рекомендаций и СНиП, что выступает причиной серьезных ошибок в расчетах; несовершенство методик оценки и прогнозирования их возможного воздействия на окружающую среду и хозяйственную деятельность; слабую производственную и ремонтную базу предприятий, производящих гидроэнергетическое оборудование ГЭС [19]. Также потребуются дополнительные исследования функционирования ГЭС в условиях глубокого промерзания русла рек [19].
Адаптация гидроэнергетики в целом к происходящим и ожидаемым климатическим изменениям потребует совместных усилий научно-­исследовательских учреждений Росгидромета, РАН и Минэнерго России с целью количественно оценить влияние изменения водного режима рек на выработку энергии ГЭС [19].
Кроме того, целесообразно разработать новые правила эксплуатации водохозяйственных и гидроэнергетических систем, принимая во внимание фактически наблюдаемые и ожидаемые изменения климата, так как действующие правила не учитывают изменение внутригодового распределения стока рек. В результате, возможности увеличить выработку энергии используются не полностью, возникают чрезвычайные ситуации. Для рационального управления работой водохранилищ потребуются новые подходы и правила эксплуатации гидроузлов и их каскадов с учетом происходящих изменений гидрометеорологического режима на водосборах [19].