Возможностии проблемы освоения ветроэнергетического потенциала акваторий Северного Ледовитого океана

Эльмира ИСМАИЛОВА
Главный специалист,
Институт океанологии им. П. П. Ширшова РАН
E-mail: ismailova.e.a@campus.mse-msu.ru

Метаданные научной публикации

УДК 620.9:621.548(261.24)(98)

DOI 10.46920/2409‑5516_2026_02217_82

EDN: DNKNLG

Возможности и проблемы освоения ветроэнергетического потенциала акваторий Северного Ледовитого океана
Possibilities and challenges of developing the wind energy potential of the Arctic Ocean basins

Эльмира ИСМАИЛОВА
Главный специалист,
Институт океанологии им. П. П. Ширшова РАН
E-mail: ismailova.e.a@campus.mse-msu.ru

Elmira ISMAILOVA
main expert P. P. Shirshov
Institute of Oceanology, RАS
E-mail: ismailova.e.a@campus.mse-msu.ru

Аннотация. В настоящем исследовании рассмотрены возможности, перспективы и ограничения развития электроэнергетических мощностей на шельфе и побережье Северного Ледовитого океана в российской части Арктики. Проведен анализ природно-­географического потенциала ветроэнергетики в арктическом макрорегионе и экономико-­технологических аспектов создания и функционирования новых энергетических мощностей. Обобщены сложности, ограничения и технические проблемы реализации проектов по созданию ВИЭ.
Ключевые слова: электроэнергетика, Арктика, Северный Ледовитый океан, ресурсный потенциал, ВИЭ, ветер, ветроэнергопотенциал.

Abstract. This study examines the opportunities, prospects, and constraints associated with the development of electric power capacities on the shelf and along the coastline of the Arctic Ocean within the Russian sector of the Arctic. An analysis is conducted of the natural and geographical potential for wind energy deployment in the Arctic macro-­region, as well as the economic and technological factors influencing the establishment and operation of new energy infrastructures. The study summarizes the key challenges, limitations, and technical issues encountered in the implementation of renewable energy projects.
Keywords: electric power industry, Arctic, Arctic Ocean, resource potential, renewable energy sources, wind, wind energy potential.

По экспертным оценкам, к середине XXI века Северный Ледовитый океан практически полностью освободится от ледового покрова

Еще в советский период государство уделяло пристальное внимание развитию этого макрорегиона, в первую очередь из-за значительных запасов полезных ископаемых (нефть, газ, никель, кобальт, медь, алмазы, золото, уголь) [1–4]. В последние десятилетия Арктический макрорегион и прилегающие к нему морские пространства стали объектом пристального внимания и изучения из-за глобальных климатических изменений, их влияния и последствий для Арктики [5]. Многочисленные исследования показывают, что скорость этих изменений в Арктике примерно в 2,5 раза превышает аналогичные процессы в других частях планеты [6]. Увеличивается средняя температура приземного воздуха, тает полярная ледовая шапка, происходит деградация многолетней мерзлоты, биологические изменения в прибрежных акваториях. По экспертным оценкам, к середине 21 века Северный Ледовитый океан практически полностью освободится от ледового покрова. В интервале 2036–2065 гг. это относится к европейской, в последующем азиатской части прибрежных морей Северного Ледовитого океана, а при эмиссионном сценарии RCP 8.5 затронет центральную часть Северного Ледовитого океана [7]. Соответственно акватории прибрежных морей станут потенциальным местом освоения, включая полезные ископаемые на дне и биологические ресурсы в воде.

Еще в 1920‑е годы при разработке плана ГОЭРЛО отмечалась необходимость ускоренного развития энергетики по отношению к остальным отраслевым комплексам с учетом энергобалансов и региональной специфики [8]. Арктическая энергетика последнее столетие базировалась на совокупности ископаемых и гидроэнергетических ресурсов, а позднее к ней подключили атомные мощности. В отличие от основной территории страны, большая часть Арктики ориентирована на закрытые региональные энергетические комплексы, обслуживающие конкретный участок территории, где есть промышленные производства и поселения. В Мурманской области это Кольская АЭС, восточнее, в Ненецком АО, Республике Коми, ЯНАО – отдельные ТЭЦ, работающие на газе, угле и мазуте, а также дизельные мощности, в Красноярском крае – газовая и гидрогенерация, в Республике Саха (Якутия) – в основном дизельная генерация, а в Чукотском АО – совокупность атомной генерации и дизельных электростанций.

В целом, согласно оценочным данным, профицит энергобаланса составляет примерно 3% для всех арктических территорий . Основная проблема возникает в территориальном расположении объектов энергоснабжения и значительной удаленности многих потребителей от источников энергоснабжения. Крупные производственные объекты получают питание от построенных рядом угольных и газовых ТЭЦ и атомных станций, небольшие производства и населенные пункты ограничиваются локальным системами, спроектированными под привозное дизельное топливо или мазут.

Такие системы при всем удобстве использования имеют определенные недостатки, которые особенно значимо проявляются в условиях климатических изменений. Ископаемое топливо негативно влияет на экологическую ситуацию в регионе, оно достаточно дорогое с учетом доставки. Согласно оценкам, проведённым на основе данных Росстата и Минэнерго России, в макрорегионе Арктической зоны РФ (Мурманская область, Ненецкий АО, Ямало-­Ненецкий АО, Красноярский край, Республика Саха (Якутия), Чукотский АО) ежегодно потребляется около 8,395 млн т угля и 1,586 млн т дизельного топлива (расчет по эквиваленту тонн условного топлива) . И все эти ресурсы в большинстве своем привозные и требуют дорогостоящей доставки.

В свою очередь строительство новых капитальных объектов энергоснабжения сопряжено с рядом сложностей. Для таких станций необходимо наличие гарантированных потребителей электроэнергии, что в условиях Севера подразумевает либо наличие крупных промышленных потребителей, как, к примеру, в случае с портом Сабетта и прилегающими месторождениям газа, для обеспечения которых была построена отдельная газовая ТЭЦ, либо создание протяженных линий электропередач для обеспечения удаленных друг от друга объектов. Стоимость расширения электросетей в Арктике высока. С учетом современных климатических процессов, которые существенным образом влияют на стабильность грунта, последующая эксплуатация таких протяженных объектов представляется достаточно рисковым мероприятием [9].

Именно поэтому, несмотря на распространение централизованного энергоснабжения в северных городах и отдельных регионах (Воркута, Норильск, Мурманская область), значительно повсеместное использование локальных изолированных источников энергии, работающих на угле, мазуте, дизельном топливе [10].

Некоторые регионы Арктической зоны России уже сейчас рассматривают и реализуют пилотные проекты по созданию альтернативных локальных мощностей на основе возобновляемых источников энергии. В основном это проекты на побережье, направленные на модернизацию или замещение существующих изолированных мощностей. К примеру, в 2017 г. был реализован проект строительства ветро-­дизельной электростанции общей мощностью 800 кВт в п. Амедерма в Ненецком АО, из которых ветряная составляющая производит 200 кВт. В 2018 г. однотипный проект реализован в п. Тикси на побережье моря Лаптевых в Республике Саха (Якутия). Мощность объекта составила 3900 кВт, из которых на долю ветрового парка приходится 900 кВт. Экономия дизельного топлива после реализации проектов составляет около 30% от расходов предыдущего периода [11].

Ключевым вопросом в развитии возобновляемой энергетики в Арктике и, в первую очередь, ветроэнергетических проектов является вопрос: зачем? Казалось бы, территория с достаточно суровыми и зачастую нестабильными природными условиями, плохой погодой, незначительным количеством населения, разрозненными очагами освоения и хозяйственной активности. Все эти обстоятельства выглядят достаточно неблагоприятно и не могут оцениваться позитивно. Ведь гораздо проще пользоваться отработанными технологическими решениями на ископаемом топливе, даже если они дороже в операционных издержках (доставка топлива), чем ввязываться в разработку сложных технических решений. Ответ на этот вопрос состоит из совокупности природно-­географических и экономическо-­технологических факторов.

Природно-­географическая компонента

В прибрежных районах Северного Ледовитого океана имеется существенный повышенный потенциал ветроэнергетической энергии. Среднегодовая скорость ветра в арктических акваториях составляет порядка 7–8 м/с [12], что гораздо выше, чем в любом другом регионе России, за исключением горных местностей Кавказа и отдельных мест в Южной Сибири. Эти данные подтверждаются многочисленными исследованиями и, в частности, отражены в Атласе ветров России [13], в Национальном кадастре ветроэнергетических ресурсов России [14], Атласе ветрового и солнечного климата России [15]. Все эти работы подтверждают значительный потенциал ветровой энергии в Арктике и особенно в акваториях арктических морей и на побережье.

В период 2010–2020 гг. мировая энергетика переживала бурное развитие возобновляемых источников энергии. Разрабатывались планы, сценарии, прогнозы. Вкладывались значительные инвестиции в проекты энергетических станций. Эти тренды не обошли стороной Россию. Исследования, проводившиеся в этот период времени, показали, что в стране существует несколько крупных территориальных образований, где развитие возобновляемых источников энергии может быть экономически привлекательно и целесообразно. В отчете Российской ассоциации ветроиндустрии среди наиболее перспективных территориальных зон для строительства ветровых энергостанций выделяются Северо-­Кавказский федеральный округ, Республика Калмыкия, все побережье Северного Ледовитого океана, Камчатский край, где средняя скорость ветра 6–8 м/с 16.

К примеру, в Баренцевом море средняя плотность ветра составляет 400–600 Вт/м2, что в 2–2,5 раза выше, чем возле побережья [17]. Учитывая протяженность арктического побережья и масштаб акваторий Северного Ледовитого океана, ветроэнергетический потенциал огромен. То есть, морское базирование может быть более предпочтительным.

В среднесрочной перспективе предполагается активное освоение нефтегазовых ресурсов на шельфе Баренцева, Карского морей, а также моря Лаптевых. Все эти проекты будут нуждаться в доступной энергии, источник которой предпочтительнее размещать вблизи добывающих платформ.

Глобальные климатические изменения увеличивают скорость деградации многолетней мерзлоты на побережье, что, в свою очередь, ставит под угрозу устойчивость построенных на суше сооружений. Может возникнуть риск их разрушения и, соответственно, морские проекты становятся более привлекательными, чем сухопутные.

Прибрежные акватории Северного Ледовитого океана – мелководные. Максимальная глубина в Карском море составляет 620 м, в Баренцевом – 600 м, в Восточно-­Сибирском – 155 м. Условно глубоководным можно назвать море Лаптевых с максимальной глубиной в 3,5 км во впадине Нансена, но это место расположено ближе к центральной части океана, а около половины площади моря занимают глубины в 50–150 м. Также глубоководье встречается в Чукотском море на уровне 1,2 км, но это значение характерно для срединной части, а 56% глубин составляют отметки в 50–100 м. Глубина строительства капитальных ветроэнергетических сооружений на морском дне в мире в настоящее время составляет в среднем 30–50 м. Иногда глубины достигают 100 м, так что в акваториях Северного Ледовитого океана капитальное строительство на дне может быть реализовано без каких‑либо значимых проблем.

Ветроэнергетические мощности являются хорошей альтернативой использованию традиционных источников энергии на ископаемом топливе для обслуживания добывающих мощностей. Нет необходимости строить линии электропередач с материковой части для обеспечения энергоснабжения.

Экономико-­технологическая компонента

Когда происходит первичная оценка целесообразности реализации какого‑либо проекта помимо географии его размещения, рассчитывается экономическая целесообразность и технологические возможности такого решения.

Анализ статистической информации по использованию ветроэнергетических установок в целом по миру дает положительные, но не однозначные оценки. Безусловно ВИЭ, в том числе ветростанции наземного и оффшорного базирования, стали уже неотъемлемой частью энергетической системы во многих странах мира [18].

Энергетика на базе ВИЭ имеет некоторые ограничения. Экономическая составляющая большинства проектов в этой области базируется на перераспределении финансовых ресурсов из традиционной энергетики на ископаемом топливе, различных финансовых дотаций, субсидий. Колпакова А. Ю. указывает, что опережающее развитие ВИЭ увеличивает стоимость электроэнергии. К примеру, в Германии рост стоимости электроэнергии составил 6,5 евроцентов за кВт, из которых 4,4 приходится на дотации в ВИЭ [19].

Кроме этого, развитие ВИЭ имеет некоторые технологические ограничения. Производство этого вида энергии определяется наличием первоисточника генерации в виде ветра или солнца, что, в свою очередь, порождает нестабильность системы. В 2021 г. из-за плохой погоды в США и странах ЕС практически полностью прекратилась выработка электроэнергии на ветровых и солнечных электростанциях [20]. Позднее в 2022 г. отсутствие ветра прекратило выработку электроэнергии в значительном количестве стран ЕС [21], январские морозы 2023 г. в Шотландии привели к остановке 71 ветряной турбины [22]. Конечно, есть способы минимизировать последствия этих атмосферных аномалий, к примеру, строительство аккумулирующих мощностей, направленных на сохранение энергии. Однако технологические возможности для реализации таких проектов очень сильно ограничены. Доступные крупномасштабные проекты на основе гидроаккумуляторов (закачивание воды в искусственные резервуары с последующим высвобождением для привода турбин) требуют соответствующих геофизических условий (перепады высот), либо чрезмерных инвестиций в создание искусственных перепадов высот [23], а классические аккумуляторы не обладают необходимой емкостью для хранения значительного количества энергии, либо их стоимость очень высока [24].

Нестабильность ВИЭ является важным ограничивающим фактором. Согласно данным отчетов МЭА и REN, коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в наземных ветроэнергетических установках составляет не более 30% (на практике 22–28%), а в морских – до 40% (на практике 25–35%), что математически означает необходимость условного строительства 3‑х агрегатов для получения эффективности на уровне газовой генерации.

Согласно оценкам Международного энергетического агентства, стоимость строительства оффшорных и наземных ветроэнергетических установок за последние 15 лет снизилась примерно в 2 раза [25]. Вместе с тем у этих электростанций определенные ограничения по фактическому использованию мощностей. Номинальная мощность, как правило, не равнозначна фактическому использованию. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в настоящее время варьируется в интервале 34–42%. Это в свою очередь влияет на выработку электроэнергии (таблица 1).

Казалось бы, применительно для России недостатки ВИЭ в сравнении с классическими электростанциями на ископаемом топливе очевидны, и нет смысла развивать этот сегмент. Однако здесь принципиальным является совокупность природно-­географических и экономических выгод в условиях конкретных регионов, даже при наличии существенных недостатков. К примеру, те же ограничения по КИУМ в условиях морей Северного Ледовитого океана в достаточной мере нивелируемы, учитывая значительные свободные акватории для размещения мощностей на разных участках и последующего их соединения в единую сеть подводными кабелями.

Одной из наиболее важных составляющих производства электроэнергии в арктическом макрорегионе является стоимость первичных ресурсов. Большинство объектов, особенно не включенных в единую энергосистему, используют привозное топливо, как правило, дизельное топливо или мазут. Их доставка осуществляется по сложным логистическим маршрутам, включая систему северного завоза и, соответственно, себестоимость такого ресурса во многом определяется логистикой.

В работе Назаровой Ю. А. для ЯНАО приводятся оценки в 20–35 руб./кВт·ч [27]. В сопредельных регионах Арктики тарифы также варьируются: в Республике Саха (Якутия) доходят до 206 руб./кВт·ч, в Магаданской области – в пределах 23,35–237,78 руб./кВт·ч, в Ненецком АО – 34,44–49,42 руб./кВт·ч [28]. Фактическая стоимость электроэнергии в разы ниже за счет бюджетных дотаций. Себестоимость такого производства значительна из-за того, что топливо для энергостанций привозное и его цена с учетом сложной логистики, как правило, в 2–3 раза выше среднерыночной (около 70–100 тыс. руб./тонна). При этом доля топливной составляющей в производстве электроэнергии достигает около 50%.

Дискуссионным остается вопрос о целесообразности именно потенциала оффшорного строительства ветровых станций в Арктическом макрорегионе. Здесь действительно имеется значительное количество свободных территорий на побережье, где можно разместить ветроэнергетические станции, что, в общем, реализовано в некоторых местах уже сейчас (таблица 2).

Можно сказать, что целесообразность оффшорного размещения в некоторой степени сомнительна, с учетом более значительных затрат на строительство и возможного дефицита технологических решений арктического исполнения. Но можно взглянуть на проблему с несколько иной позиции. Все недавно реализованные или планируемые к реализации в ближайшее время проекты «привязаны» к замещению уже существующих энергетических мощностей на ископаемом топливе, то есть к сложившейся структуре потребителей.

В случае новых проектов это будут мощности либо для очередного «замещения», либо для обеспечения спроса новых потребителей. В работе Ворониной Е. П. рассматриваются несколько будущих опорных зон промышленного развития в Арктической зоне РФ с учетом существующей нормативной базы [30]. Определен ряд локаций (п-ов Таймыр, побережье Республики Саха (Якутия), которые в среднесрочной и долгосрочной перспективах могут стать новыми центрами добывающей промышленности. В этих районах практически отсутствует транспортная инфраструктура, и населенные пункты расположены на достаточно протяженных территориях. В существующие населенные пункты завоз всех необходимых товаров происходит либо по Северному морскому пути (СМП), авиатранспортом и автозимниками (где применимо). При удалении от такого населенного пункта на расстояние нескольких сотен километров (к примеру, для освоения месторождения полезных ископаемых) отсутствие инфраструктуры существенно влияет на стоимость. А для строительства ветроэнергетической станции на побережье в таком случае потребуется завоз строительной техники по СМП, строительных материалов, оборудования, а также транспортировка к месту назначения, либо строительство протяжённых ЛЭП. Альтернативой может стать сооружение оффшорных установок в непосредственной близости к месторождению. Ответ на вопрос «что выгоднее и экономически целесообразнее?» в каждом случае индивидуален.

Анализ текущего состояния энергетических мощностей показывает, что установленная мощность составляет более 2700 МВт. Есть ТЭЦ, которые обслуживают крупные промышленные предприятия, есть ДЭС, обеспечивающие электроэнергией небольшие населенные пункты и промышленные предприятия с низким уровнем потребления электроэнергии. Около 30% приведенных в таблице 1 мощностей находятся в прибрежной зоне, а часть электростанций, построенных на удалении от береговой линии, обслуживают потребителей на побережье посредством протяженных линий электропередач.

То есть потенциал замещения существующей энергетической мощности на ископаемом топливе возобновляемыми источниками энергии имеется. Целесообразность инвестиций и привлекательность таких проектов, конечно, в первую очередь обусловлена ограничениями, связанными с поставками первичного энергетического ресурса на существующие электростанции на ископаемом топливе. Это в первую очередь касается удаленных населенных пунктов и предприятий, запитанных от дизель-­электрических станций в Ненецком АО, Якутии, п-ове Таймыр Красноярского края и Ямало-­Ненецком АО. Даже в Мурманской области, где имеется подключение к единой системе энергоснабжения и основные потребители получают электроэнергию от крупных электростанций, имеется примерно 31 автономный потребитель [31].

Но даже в Мурманской области и Чукотском АО, где крупные ТЭЦ ориентированы на производство электроэнергии из угля, замена их на ВИЭ вполне целесообразна. В Мурманскую область поставки угля на ТЭЦ осуществляются из других регионов по железной дороге, а в Чукотском АО – либо за счет местных месторождений, либо привозным путем морским транспортом.

Вторым значимым аспектом экономики создания ВИЭ является материалоемкость капитальных вложений. В работе [32] отмечается, что создание 1 МВт ветроэнергетической мощности требует 663 т бетона, 11 т пластиков, 8 т чугуна, 49 т стали и 1 т меди, что с точки зрения обычного экономического хозяйствования достаточно нерациональное и чрезмерное расходование ресурсов. Вместе с тем такие затраты применительно к Арктическим проектам могут быть вполне рациональными, обоснованными и в какой‑то мере привлекательными. Здесь уместна оценка взаимосвязей производственных цепочек и мультипликативного эффекта для региона в целом. Как правило, при строительстве капитальных сооружений производство бетона осуществляется на месте. Одним из приоритетов, обозначенных в указе президента [33], является опережающее развитие экономики макрорегиона и создание условий для его устойчивого развития. Соответственно, развитие производства строительных материалов напрямую взаимоувязано с задачами, определёнными в документе. Также следует отметить потенциальное увеличение внутреннего спроса на металлы (сталь, чугун, медь), значительная часть которого в настоящее время экспортируется. Это позволит сбалансировать структуру потребления и в меньшей степени зависеть от конъюнктуры внешних рынков.

К экономико-­технологическим недостаткам развития оффшорных проектов ВИЭ в Северном Ледовитом океане следует отнести отсутствие устоявшихся и апробированных технологических решений, которые соответствуют реалиям макрорегиона. Суровый и во многом нестабильный климат требует материалов особой прочности, которые способны длительное время работать в таких экстремальных условиях. Кроме этого, в России ощущается недостаток отечественных технологических решений на базе ВИЭ. Большинство построенных ранее ветроэлектростанций базировались на зарубежных технологиях.

Заключение

Вопрос дальнейшего развития Арктического макрорегиона и перспектив освоения его шельфовых ресурсов становится все более актуальным. С одной стороны, потепление в Арктике и сопровождающие это явление положительные процессы (сокращение площади морских льдов, улучшение судоходства, открытие новых месторождений и т. п.) диктуют необходимость использования всех открывающихся возможностей. С другой – возникающие риски (протаивание многолетней мерзлоты, изменения береговой линии, погодные аномалии в виде сильных ветров, обильных осадков и т. п.) требуют пересмотра существующих подходов к обеспечению макрорегиона необходимыми ресурсами для осуществления хозяйственной деятельности.

Развитие ветроэнергетики на шельфе арктических морей является возможной альтернативой строительству новых энергетических мощностей на суше на основе традиционных (ископаемых) источников энергии. Это позволит диверсифицировать энергетическую систему, «отвязать» ее от необходимости доставки привозного энергетического сырья и возникающих из-за этого рисков, логистических сложностей и расходов. Кроме этого, морские энергетические проекты снизят риски ущерба от деградации многолетней мерзлоты на суше и смогут обеспечить разрозненные объекты собственной электроэнергией без необходимости создания протяженной энергетической сети.

Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (госзадание FMWE‑2024-0017).

Использованные источники

1. Лаженцев В. Н. Пространственное развитие (примеры Севера и Арктики) // Известия Коми научного центра УрО РАН. – 2010. – Вып. 1. – С. 97–104.
2. Тимошенко А. И. Российская региональная политика в Арктике в XX–XXI вв.: проблемы стратегической преемственности // Арктика и Север. – 2011. – № 4 (ноябрь). – С. 10.
3. Арктика на пороге третьего тысячелетия / отв. ред. Д. Я. Резников. – СПб.: Наука, 2000. – 248 с.
4. Селин В. С., Васильев В. В., Широкова Л. Н. Российская Арктика: география, экономика, районирование. – Апатиты: Изд-во Кольского научного центра РАН, 2011. – 203 с.
5. AMAP. Snow, Water, Ice and Permafrost in the Arctic (SWIPA): Summary for Policymakers / Arctic Monitoring and Assessment Programme (AMAP). – Oslo, Norway, 2017. – 269 p.
6. Доклад об особенностях климата на территории Российской Федерации за 2020 г. / Росгидромет. – Москва, 2021. – 104 с. – URL: https://www.meteorf.ru/upload/pdf_download/doklad_klimat2020.pdf (дата обращения: 26.05.2022).
7. Jahn A., Holland M. M., Kay J. E. Projections of an ice-free Arctic ocean // Nature Reviews Earth & Environment. – 2024. – Vol. 5. – P. 164–176. – DOI: 10.1038/s43017-023-00515-9.
8. Еряшева М. С. План ГОЭРЛО как успешный проект: факторы реализации // Научные труды Уральского федерального университета. Серия гуманитарные науки. Экономика. Менеджмент. Инновационные технологии. – Екатеринбург, 2016. – № 10. – С. 66–74. – URL: https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/64484/1/978–5–7996–2466–8–66.pdf (дата обращения: 26.05.2022).
9. Streletskiy D. A., Suter L. J., Shiklomanov N. I., Porfiriev B. N., Eliseev D. O. Assessment of Climate Change Impacts on Buildings, Structures and Infrastructure in the Russian Regions on Permafrost // Environmental Research Letters. – 2019. – Vol. 14. – Iss. 2. – Art. no. 025003.
10. Gasnikova A. A. Some Issues of Development of Alternative Energy in the Regions of the North // North and Market: Formation of Economic Order. – 2013. – No. 4 (35). – P. 51–56.
11. Елистратов В. В. Энергообеспечение Арктики с использованием ВИЭ // Нефтегаз. – 2023. – № 1. – С. 74–79. – URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/arktika/766987‑energosnabzhenie-v-arktike-s-ispolzovaniem-vie (дата обращения: 26.05.2022).
12. Minin V. A., Furtaev A. I. Wind Potency in the Western Sector of the Russian Arctic and Its Possible Uses // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – St. Petersburg, Russia: IOP Publishing Ltd, 2019. – DOI: 10.1088/1755-1315/302/1/012067.
13. Старков, А. Н. Атлас ветров России / А. Н. Старков, Л. Ландберг, П. П. Безруких, М. М. Борисенко. – Москва: Можайск-­Терра, 2000. – 560 с.
14. Николаев В. Г., Ганага С. В., Кудряшов Ю. И. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. – Москва: Атмограф, 2008. – 584 с.
15. Атласы ветрового и солнечного климатов России / под редакцией М. М. Борисенко, В. В. Стадника. – Санкт-­Петербург: Гидрометеорологический научно-­исследовательский центр имени А. И. Воейкова, 1997. – 173 с.
16. Rawi Consultancy. Market Report // URL: https://rawi.ru/windpower/market-­report (дата обращения: 26.05.2022).
17. Елистратов В. В., Большев А. С., Панфилов А. А., Мегрецкий К. В., Купреев В. В. Научно-­технические проблемы создания ветроэлектрических станций на шельфе Арктики // Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология». – 2014. – № 11 (151). – С. 36–48.
18. Renewables 2022 Global Status Report // URL: https://www.ren21.net/wp-content/uploads/2019/05/GSR2022_Full_Report.pdf (дата обращения: 26.05.2022).
19. Колпаков А. Ю., Янтовский А. А., Галингер А. А. Цена достижения нулевых эмиссий CO2 к середине века: метод и оценка для крупнейших экономик мира // Журнал Новой экономической ассоциации. – 2022. – № 3 (55). – С. 139–154.
20. «Зеленая» энергетика не выдержала: из-за аномальных морозов в Европе и США не хватает электричества // URL: https://www.bfm.ru/news/465266 (дата обращения: 26.05.2022).
21. Август может стать самым худшим месяцем для ветряков в 2022 г. // URL: https://nangs.org/news/renewables/wind/avgust-­mozhet-stat-samym-­khudshim-mesyatsem-dlya-vetryakov-v‑2022‑godu (дата обращения: 26.05.2022).
22. Dozens of Giant Turbines at Scots Wind Farms Powered by Diesel Generators // URL: https://www.dailyrecord.co.uk/news/scottish-news/dozens-­scottish-power-wind-turbines‑29135763 (дата обращения: 26.05.2022).
23. Pumped Storage Hydro // URL: https://www.hydroreview.com/industry-news/pumped-­storage-hydro (дата обращения: 26.05.2022).
24. Tesla построит новую гигантскую аккумуляторную систему в Австралии мощностью 300 МВт // URL: https://vc.ru/future/174410‑tesla-­postroit-novuyu-­gigantskuyu-akkumulyatornuyu-­sistemu-v-avstralii-­moshchnostyu‑300‑mvt (дата обращения: 26.05.2022).
25. Renewables 2024 Analysis and Forecast to 2030 // URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/17033b62–07a5–4144–8dd0–651cdb6caa24/Renewables2024.pdf (дата обращения: 26.05.2022).
26. Renewable Power Generation Costs in 2024 / International Renewable Energy Agency. – Abu Dhabi, UAE, 2024. – URL: https://www.rinnovabili.it/wp-content/uploads/2025/07/IRENA-RENEWABLE-POWER-GENERATION-COSTS-IN‑2024.pdf (дата обращения: 26.05.2022).
27. Назарова Ю. А., Сыровецкий В. А. Возможности использования возобновляемых источников энергии для энергообеспечения Арктики // Корпоративное управление и инновационное развитие экономики Севера: Вестник Научно-­исследовательского центра корпоративного права, управления и венчурного инвестирования Сыктывкарского госуниверситета. – 2018. – № 4. – С. 25–35.
28. Башмаков И. А., Дзедзичек М. Г. Оценка расходов на энергоснабжение в регионах Крайнего Севера // Абакус. – 2016. – № 3. – С. 66–74. – URL: https://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=6664 (дата обращения: 26.05.2022).
29. Кузнецов Н. М., Маслобоев В. А., Коновалова О. Е. Распределённая энергетика регионов Арктической зоны Российской Федерации // Арктика 2035: Актуальные вопросы, проблемы, решения. – 2021. – № 1 (5). – С. 11–21.
30. Воронина Е. П. Механизмы реализации государственной программы Российской Федерации «Социально-­экономическое развитие Арктической зоны Российской Федерации»: применение GAP- и SWOT-анализа // Север и рынок: формирование экономического порядка. – 2018. – № 1 (57). – С. 4–18.
31. Минин В. А., Целищева М. А. Ресурсы ветра западного сектора Арктической зоны Российской Федерации и возможные направления их использования // Арктика: Экология и экономика. – 2023. – Т. 13, № 1. – С. 72–84. – DOI: 10.25283/2223-4594-2023-1-72-84.
32. Uzyakov M. N., Kolpakov A. Y., Porfiriev B. N. et al. Materials and Energy Intensity of the Global Carbon Neutrality // Studies on Russian Economic Development. – 2023. – Vol. 34. – Iss. 3. – P. 335–341. – DOI: 10.1134/S1075700723030164.
33. Указ Президента РФ от 26 октября 2020 г. № 645 «О стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 г.» // URL: https://base.garant.ru/74810556 (дата обращения: 26.05.2022).