Сегодня и завтра малой энергетики

Эс Антти

Сегодня производственники и разработчики в области электроники и гидротехники размышляют о разных путях энергонезависимости страны как стратегической необходимости, спорят о том, каким путём целесообразно двигаться в области альтернативных источников энергопитания. В статье рассмотрены концепции, история, оборудование и перспективы ГЭС и малых ГЭС в России и Северной Европе.

Для малой гидроэнергетики наступает время своеобразного Ренессанса. В первую очередь это обусловлено задачами по развитию территорий, отнесённых к технологически изолированным территориальным энергосистемам, а также изолированных от систем централизованного электроснабжения муниципалитетов. Речь идёт не только о районах Крайнего Севера, где задачи обеспечения надёжного энергоснабжения осложнены дороговизной «северного завоза» топлива, в зону внимания входят также Северо-Запад, Дальний Восток, Сибирь и Кавказ [7]. Вторая веская причина развития отрасли – заинтересованность государства (в том числе Минпромторга России) в том, чтобы не потерять компетенции, имеющиеся в производстве оборудования для гидроэнергетической отрасли. В России сохранён потенциал и по каждому из основных элементов оборудования, таких как генераторы, турбины, трансформаторы и др. Производственные мощности позволяют производить оборудование для МГЭС мощностью до 4 ГВт, невзирая на экономические санкции.

История и принципы строительства малых ГЭС в России

Малые гидроэлектростанции удобно строить на небольших реках с условно большой скоростью течения. Но плотины имеют значение не только для МГЭС, существует много гидротехнических сооружений на обширном Русском Севере и территории бывшей Финляндии, которые строились для регулирования воды во время паводков. Паводки остаются существенной сезонной «головной болью» муниципалитетов даже в глубинке российского государства. Для подтверждения этого факта надо лишь обратить внимание на новостную палитру в регионах в период марта-мая каждого года, когда сотни гектаров земли затапливаются половодьем.

На рис. 1 – фотография из г. Тихвина Ленинградской области, сделанная автором в апреле 2024 года. Такая же и ещё более губительная ситуация складывается для пахотных земель, производственной сферы и частной застройки в некоторых других регионах. На локализацию последствий вполне предсказуемых природных катаклизмов затрачиваются миллиарды рублей, таким образом поддерживая ослабленное внимание к малой гидроэнергетике.

Рис. 1. Ежегодное половодье в Ленобласти, фотофакт

При этом в развитии малой гидроэнергетики, как перспективные факторы, имеют значение и реки, и плотины для решения сразу нескольких задач на конкретных территориях.

Работа по определению гидроэнергетического потенциала акваторий в России уже проводилась. Расцвет гидроэнергетики, в том числе малых ГЭС, пришёлся на период 40–60-х годов ХХ века. В конце XIX столетия появились первые гидроэлектростанции, а с 1950-х началось строительство сразу нескольких крупных ГЭС мощностью более 1 ГВт. Однако за последние 30 лет не реализовано ни одного аналогичного нового проекта — лишь доводили до конца те, что не успели завершить во времена СССР, когда с целью обеспечения постоянно растущего спроса на энергию в условиях роста промышленности было введено в эксплуатацию более 90% действующего гидропотенциала страны. Ранее почти все элементы малой ГЭС могли быть произведены на советских предприятиях. Но в 1962 году на правительственном уровне было принято решение не развивать концепцию МГЭС, сделав ставку на крупные гидроэлектростанции, а также иные виды генерации. В это время в СССР работало 6,5 тыс. ГЭС. Сегодня в отечественной энергетике около 350 станций, крупных и малых. Снижение их числа стало результатом укрупнения энергетических объектов. Эксплуатация и поддержание малых ГЭС в работоспособном состоянии обходится дороже, чем крупных ГЭС и ТЭС (ТЭЦ).

Однако ещё в 60-е годы ХХ века оценены возможные места строительства электростанций на 1400 реках, определён потенциал, условно соизмеримый с половиной электропотребления всей страны. В 1985 году был подготовлен доклад, включавший примерно 43 каскада и общих зон, где можно строить ГЭС. Тем не менее масштабных исследований по заказу государства давно не проводилось. Известны только исследования и изыскания по заявкам заинтересованных компаний, которые уточняли возможность строительства МГЭС в разных регионах РФ. Вместе с тем условия и потенциал гидрологии водных объектов значительно меняется со временем. К примеру, на Северо-Западе, в Поволжье и части Центральной России динамика наполняемости рек, по мнению авторитетных специалистов, изменилась на 10% за последние 20 лет. Теперь «архивные» данные устарели примерно на треть [4].

В 25-м году XXI века можно констатировать, что количество гидрологических станций на реках сократилось, а компьютерно-теоретическое моделирование стоков и водосборных поверхностей не всегда обеспечивает достоверный результат. Теперь проектирование и строительство новых МГЭС опирается не столько на «старые данные», которые разработчики пытаются оперативно актуализировать, сколько на то, что полученные в исследованиях конкретных условий, акваторий и грунтов данные были предварительными и не «привязанными» к современным вызовам времени – конкретным проектным решениям будущих ГЭС. На их актуализацию требуется много времени и сотни миллионов рублей. По большому счёту, почти не заметен государственный подход в развитии малой гидроэнергетики в России, за небольшим исключением не заинтересованы ни производители оборудования, ни стро­ительные компании. Одна из причин – эффективность МГЭС по однотарифному учёту электроэнергии соизмерима с солнечными электростанциями (СЭС), которые, к слову, в России тоже развивают недостаточно масштабно. К примеру, по состоянию на сей день для МГЭС мощностью менее 25 МВт, запланированных к вводу в эксплуатацию в 2029–2030 годах, предельная цена электроэнергии составляет около 10 рублей за кВт/ч, а аналогичный показатель электростанции, функционирующей на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца – 8 рублей за 1 кВт/ч. По мнению экспертов, поднимать стоимость далее уже невозможно, она уже увеличена практически до предельных значений [6].

Электрическое оборудование ГЭС и МГЭС

Принцип работы типичной ГЭС почти универсален. На реке, даже малой, перегораживая поток, строится плотина, тем самым создаётся водоотвод-водохранилище. Обязательный элемент ГЭС – турбинная установка, соединённая с электрогенератором (их может быть несколько). Вода по трубам подаётся сверху вниз под напором, попадает на лопасти колеса турбины и вращает её с большой скоростью. Турбина соединена валом с генератором, который вырабатывает электроэнергию. Электрогенераторы вырабатывают электрический ток, который стабилизируется с помощью трансформаторов и затем поступает в линию электропередач (ЛЭП), затем – на распределительные станции, трансформирующие электроэнергию, и к потребителям. На рис. 2 показана концепция устройства плотины для ГЭС. Иллюстрация типичной гидроэлектрической установки представлена на рис. 3.

Рис. 2. Концепция устройства плотины для ГЭС

Рис. 3. Иллюстрация типичной гидроэнергоустановки

Причём комплекс машинных зданий, где осуществляет контроль параметров и управление ГЭС и МГЭС, может состоять всего из 1–2 небольших зданий, а «рабочая смена» операторов и инженеров – из 2–3 человек.

На рис. 4 представлены элементы электрогенератора, применяемого в ГЭС. На рис. 5 в разрезе показан совмещённый с турбиной электрогенератор в музее Братской ГЭС.

Рис. 4. Элементы электрогенератора, применяемого в ГЭС

Рис. 5. Энергогенератор, совмещённый с турбиной, в музее Братской ГЭС (в разрезе)

По типичному принципу можно использовать мини-ГЭС даже вдали от акваторий. Идея такой установки становится более понятной, если оценить принцип (функцию) действия водонапорной башни (ВБ), установленной почти в каждом малом населённом пункте в российских регионах (рис. 6). Если в разрыв магистрали «сливного» контура ВБ установить (по аналогии с системой ГЭС) электрогенератор с турбиной, поток воды будет вращать его под давлением, определяемым самой конструкцией ВБ, её высотой, шириной патрубков (магистралей) и другими факторами.

Рис. 6. Принцип действия водонапорной башни

Поскольку ВБ по своему техническому функционалу создаёт давление воды (и этим пользуются вместо электронасосов в многоквартирных домах, удалённых от центрального водоснабжения), то вращение лопастей электрогенератора миниатюрной ГЭС также может быть обеспечено. 

Разумеется, речь идёт всего лишь об идее, которая должна быть всесторонне рассчитана, обеспечена и усовершенствована, тем не менее как альтернативный источник электроэнергии она имеет право на рассмотрение: имеющий глаза да увидит. 

На рис. 7 показан внешний вид реализованной микроГЭС Tyrgo с малооборотным генератором.

Рис. 7. МикроГЭС Tyrgo с малооборотным генератором

К слову, на протяжении веков для вращения условного генератора или оси использовался один и тот же принцип, представленный на иллюстрации (рис. 8), – свидетельство той же древней системы с лопатками-лопастями турбины – приведения в действие механизмов посредством вращения, получаемого благодаря воздействию воды.

Рис. 8. Иллюстрация водонапорного колеса римской цивилизации

Среди других устройств и идей можно рассматривать ременно-ковшевую установку или, к примеру, сифонную, а также микроплотинную установку (и другие), вплоть до микроГЭС «рукавного» типа.

Плотины и конструкции миниГЭС могут быть разными, но прин­цип действия един.

На рис. 9 представлен вид действующей МГЭС со шнековой турбиной открытого типа. Такие системы можно было бы установить в России на каждой небольшой речке.

Рис. 9. Вид действующей МГЭС со шнековой турбиной открытого типа

Шнековые МГЭС могут обладать следующими характеристиками:

• мощность до 500 кВт;
• расход – 0,1–10 м³/с;
• напор – 1–10 метров;
• угол наклона 22…36°;
• диаметр шнека – от 0,7 до 2 м;
• КПД – до 85%.

Шнековые турбины применяются на малых реках, каналах и ручьях с низким перепадом и расходом воды.

На рис. 10 представлен внешний вид радиально осевой турбины и электрогенератора типа Frensis мощностью  от 100 до 3000 кВт при обеспечении входящего напора воды от 10 до 300 м³/мин. При таких условиях имеет очень высокий КПД.

Рис. 10. Внешний вид радиально осевой турбины и электрогенератора типа Frensis

Компактные МГЭС устанавливаются в специальном контейнере, удобном для перевозки. Установка, монтаж и наладка всех комплектующих производится на заводе. Такая энергосистема быстро монтируется на местности и может подавать электрическую энергию или в общую сеть, или в местную сеть в «островном» режиме. Для эксплуатации параллельно с общей сетью, автономного режима работы в удалённых точках эксплуатации или включения в комбинированном режиме работы в МГЭС применяют шкафы управления, они отличаются автоматизированным контролем и обеспечением следующих функций:

• визуализация процесса и цифровое сохранение данных;
• управление и контроль в режиме дальнего обслуживания (SCADA или GSM);
• регулировка уровня воды;
• надёжная предохранительная систе­ма для сети и генератора;
• центральная регулировка для оптимальной совместной работы несколь­ких турбин.

Стандарты и реалии малых ГЭС на современном этапе

Определение малых ГЭС в разных странах мира имеет широкое толкование и единым стандартам не подчиняется. Так, в КНР и Канаде под классификацию МГЭС попадают станции мощностью до 50 МВт. В некоторых штатах США значение достигает 100 МВт, в ЕС – до 20 МВт, в странах Скандинавии, к при-меру в Норвегии, – до 10, а в Швеции мощность ограничена даже до 1,5 МВт. Что позволяет и производить, и строить МГЭС буквально в каждом муниципалитете или кантоне отдельно и относительно быстро. Поэтому за рубежами страны, причём исторически традиционно, малая гидроэнергетика давно наравне с СЭС и ВЭС успешно развивается, в то время как в России при наличии концернов «ГусГидро», «Атомпроект», «Ленгидропроект», «Силовые машины», ГК «ТяжМаш», НПО «Элсиб», ООО «Электротяжмаш-Привод» и Ассоциации «Гидроэнергетика России» сильной стороной является проектирование, но не массовое строительство ГЭС и тем более МГЭС.
В концерн «РусГидро» ведущим разработчиком НИОКР входит НИИ гидротехники им Б.Е. Веденеева (ранее ВНИИГ), где почти 40 лет научным сотрудником работал инженер П.Н. Кашкаров (рис. 11), запатентовавший в СССР 8 изобретений (в том числе в соавторстве) и 88 рацпредложений, ветеран ВОВ, участник разработки и строительства Барабинской, Нижнекамской, Братской, Усть-Илимской и др. ГЭС в СССР, а также Асуанской плотины в Египте.

Рис. 11. Изобретатель и рационализатор инженер ВНИИГ Петр Николаевич Кашкаров (1923–2012)

Факты таковы. В 2023 году Группа «РусГидро» ввела в эксплуатацию Красногорские малые ГЭС-1 и ГЭС-2 в Карачаево-Черкесии совокупной мощностью 49,8 МВт. Началась реализация новых проектов малых ГЭС в регионе Кавказа номинальной мощностью 129,4 МВт:

• Башенная МГЭС – 2024 год (10 МВт), Чеченская Республика;
• Черекская МГЭС – 2024 год (23,4 МВт), Кабардино-Балкарская Республика;
• Верхнебалкарская МГЭС – 2027 год (23,2 МВт), Кабардино-Балкарская Республика;
• Могохская МГЭС – 2028 год (49,8 МВт), Республика Дагестан;
• Нихалойская МГЭС – 2027 год (23 МВт), Чеченская Республика;
• Барсучковская МГЭС (5,25 МВт);
• Усть-Джегутинская МГЭС (5,6 МВт);
• МГЭС Псыгансу – 2025 год (19,1 МВт);
• Красногорские МГЭС 1-2 (49,8 МВт);
• Каллиокоски МГЭС – 2025 год (1 МВт), Республика Карелия;
• Рюмякоски МГЭС – 2024 год (0,6 МВт), Республика Карелия, МГЭС построена в 1937 году при мощности 0,32 МВт, в 1960-е годы остановлена и заброшена;
• Ляскеля МГЭС – 2024 год (4,8 МВт), Республика Карелия, МГЭС в эксплуатации с 1899 года, в ХХ веке приостанавливала работу, теперь частично реконструирована (рис. 12);

Белопорожские МГЭС 1-2 (50 МВт) и др.Рис. 12. МГЭС Ляскеля

Здесь показаны проектные сроки окончания строительства и в скобках мощность соответствующих МГЭС.

Любопытно, что много МГЭС на Карельском перешейке и в Республике Карелия введены в эксплуатацию ещё в начале ХХ века, а теперь реконструированы и продолжили работать. Давно и успешно работает в Карелии Юшкозерская МГЭС. Два года назад вновь введена в эксплуатацию МГЭС Рюмякоски рядом с природным водопадом на реке Тохмайоки в посёлке Рускеала Сортавальского района, рядом с широко известным карьером и туристическим парком, где некогда был завод по обработке мрамора.

В 2020–2021 гг. одним из важных этапов развития МГЭС Группы «РусГидро» на Северном Кавказе стало завершение строительства Верхнебалкарской (20 МВт), Усть-Джегутинской (5,6 МВт) и Барсучковской (5,25 МВт) малых гидроэлектростанций [7]. Тем не менее на всю страну с её огромными просторами по массовости это крайне малый, неудовлетворительный результат с учётом бюджета государства. Что касается Могохской МГЭС, то строительный сектор в этой части «лихорадит», как и финансирование работ, об этом можно прочитать в [8]. Не используется гидропотенциал реки Самур, исследованный во времена СССР: проект так и не был реализован. Таких примеров много. Вполне возможно, что такая ситуация типична для большинства современных строек МГЭС.

Строительство деривационной Верхнебалкарской ГЭС началось в 2011 году, однако уже на следующий год работы были приостановлены. К 2017 году проект МГЭС переработан, тогда и возобновилось возведение объекта, ставшего первой гидроэлектростанцией России, построенной по программе поддержки развития электроэнергетики на базе ВИЭ (рис. 13). Что касается Усть-Джегутинской МГЭС, введённой в эксплуатацию в 2021 году, проект этой плотинной гидроэлектростанции на реке Кубань в Карачаево-Черкесии разрабатывали в 1990-х, но строительство начато не было. К работам на площадке приступили только в 2017 году, и почти через три года МГЭС была введена в эксплуатацию (рис. 14).

Рис. 13. Верхнебалкарская МГЭС

Рис. 14. Строительство Усть-Джегутинской МГЭС

Проекты отечественной разработки в сфере создания МГЭС «с нуля» в основном ограничены мощностью станций 0,7–1 ГВт, но в настоящих условиях и на это ещё нужно выбить финансирование.

По российским стандартам ранее к малой гидроэнергетике относили объекты с номинальной мощностью менее 25 МВт, затем 50 МВт. В соответствии с ГОСТ, утверждённым в 1998 году, малыми считались станции мощностью до 30 МВт. В 2009 году, когда формировались основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ), предусматривающей поддержку проектов строительства объектов ВИЭ до 2024 года, включая и малые ГЭС (в концепции ДПМ ВИЭ 1.0), к этой категории относят станции мощностью не более 25 МВт.

Распределённая генерация или общая энергосистема?

В наши дни 17 проектов МГЭС мощностью 5–50 МВт, представленных в разные годы на конкурсы ДПМ, будут работать на оптовом рынке в составе единой энергосистемы, так или иначе интегрированные в сеть. В такой системе энергоснабжения эквивалентные мощности учитываются и распределяются системным оператором. Эта организационная концепция единой энергосистемы имеет как плюсы, так и минусы: достаточно разрушить несколько элементов системы, и люди и производственные мощности остаются без энергоснабжения, то есть при современных вызовах времени такие сети крайне уязвимы. Об особенностях «закольцованной» энергосистемы и её недостатках можно прочитать в [2] и [4]. 

Для сведения на рис. 15 показано, как для обеспечения многоквартирного дома электроэнергией жители устанавливают элементы СЭС прямо на крыше дома. Электронные преобразователи энергии большой мощности обеспечивают выходную мощность в 20–25 кВт, что для многоквартирного дома явно недостаточно. Тем не менее в безальтернативных условиях этот способ генерации и потребления электроэнергии реализуется в 2024 году.

Вместе с тем есть возможности получения инвестиционной поддержки проектов строительства малых ГЭС в качестве технологически изолированных территориальных энергосистем на удалённых территориях, где потенциальный заказчик строительства малых ГЭС будет использовать их как источник распределённой генерации, либо предполагается подключение МГЭС к централизованной (закольцованной) энергосистеме.

Проблемные вопросы

В России с её гидроэнергетическим потенциалом в экономическом плане выгоднее строить ГЭС, с учётом того, что электроэнергия, вырабатываемая гидроэлектростанциями, обходится дешевле других видов генерации. Себестоимость производства электроэнергии на ГЭС самая низкая, около 50–70 копеек за 1 кВт/ч, далее по экономической эффективности идут атомные станции: около 0,8–1 руб. за 1 кВт/ч, самая высокая себестоимость на тепловых станциях – более 1 рубля за 1 кВт/ч. Эффективность и целесообразность развития гидроэнергетики в стране отчасти зависит от экономической выгоды, а отчасти от стабильности природных аквасистем. То есть из-за обмеления рек себестоимость электроэнергии, выработанной ГЭС, существенно вырастет. Пока в качестве альтернативы МГЭС в России опережающими темпами предполагается осваивать новые технологии в сфере возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Строительство МГЭС без поддержки

к существующим ценам на энергию экономически нецелесообразно: снижение удельных капитальных вложений до уровня 70 млн руб. / МВт возможно для проектов, значительно превышающих по предельной мощности 50 МВт, к примеру, фактическая удельная стоимость проекта Нижне-Бурейской ГЭС мощностью 320 МВт составила 140 млн руб. / МВт [6].

Основной проблемой, связанной с эксплуатацией МГЭС, является низкая операционная эффективность, в том числе по следующим причинам:

• в техническом плане оборудование части станций, особенно построенных в середине ХХ века, подверглось значительному износу;
• низкий КИУМ для большинства объектов является следствием ряда причин: от проектных решений и состояния оборудования до забора воды на нужды орошения;
• расходы на персонал в себестоимости эксплуатируемых МГЭС составляют до 40%, при этом на объектах в СКФО дополнительно ещё до 40% в себестоимости – это затраты на охрану объектов;
• среди проблем, связанных с реализацией проектов малых ГЭС, можно выделить высокую удельную стоимость строительства (по сравнению с СЭС и ВЭС), длительный срок строительства, что не всегда зависит от работы застройщика и проектировщика, низкую вариативность в плане размещения объекта с учётом гидро-энергопотенциала конкретного створа и влияния на стоимость схемы выдачи мощности.

Отечественные производители оборудования для МГЭС имеют достаточные компетенции, поэтому часть из них потенциально сохраняет позиции в зарубежных гидроэнергетических проектах. Согласно новым правилам реализации программы ДПМ ВИЭ 2.0, и особенно в наше время, когда ведущие производители находятся под экономическими санкциями, логистика и оплата за поставляемую ими продукцию затруднена.

Большая часть оборудования для ГЭС и МГЭС, как правило, производится по заказам индивидуально, с учётом особенностей и характеристик конкретного проекта, то есть не является серийной. Это удорожает проекты в части себестоимости производства и финансовой отдачи. К примеру, ВЭС можно спроектировать, построить и установить и в Африке, и в Средней Азии, её почти везде можно адаптировать к условиям на местности. Что касается турбин и в целом оборудования для гидротехники, его затруднительно универсально применить в другом проекте МГЭС для конкретных технико-энергетических параметров проекта.

Пока же российские инжиниринговые организации и НИИ, имеющие богатый опыт проектирования ГЭС во всём мире, пытаются заинтересовать отечественными технологиями республики Кавказа и страны Средней Азии, такие как Узбекистан, Таджикистан, Киргизия, и даже Бхарат и КНР в регионе Индокитая. За счёт этого восстанавливают своё присутствие на рынке гидроэнергетики за рубежом. Но конкуренция сильна. Китайские гидротехники имеют свои проекты, подчас дешевле российских в итоговом подсчёте, а также поставщиков оборудования и инвесторов. Специалисты КНР уже участвуют в строительстве МГЭС на разных континентах – в Африке, Южной Америке – и осуществляют технологическую экспансию в другие страны.

Эти проекты инвестиционно привлекательны по нескольким причинам: специалисты КНР осуществляют полный цикл работ: от проектирования, строительства с собственным и лишь изредка заимствованным оборудованием до гарантированного сопровождения и эксплуатации объекта в течение 50–60 лет, тем самым возвращая себе инвестированный капитал. Экономика страны, получающей электроэнергию от этих МГЭС, становится сильно зависимой от китайских инвесторов. Тем не менее эта концепция оказалась успешной.

Даже в гидротехнике конкуренция на мировом рынке с Китаем очень жёсткая. Только за последние 10 лет введено в эксплуатацию малых ГЭС мощностью до 20 ГВт в России совсем немного, большая часть введена ещё в послевоенное время – в сороковые-пятидесятые годы. А страны, имеющие технологический задел, как КНР, или Финляндия с её подходящими природными условиями, становятся лидерами в рассматриваемой области. Между тем ещё в конце 80-х годов ХХ века Китай не обладал достаточными компетенциями в гидротехнике и гидроэнергетике, и специалисты из МЭИ и других вузов и проектных организаций обучали китайских студентов, консультировали инженеров и конструкторов.

Чтобы принять решение о строительстве МГЭС, необходима проектная подготовка и предварительные изыскания в области гидрологии, геологии, резервирования земель и охраны окружающей среды, строительства водохранилищ, при необходимости – переселения людей и переноса производств. Сделать перечень возможных створов – долгая работа, она выполнима только при условии качественного межведомственного взаимодействия и финансирования. Примерно та же ситуации в отрасли малых газовых электростанций с электрической мощностью до 50 МВт и 20 МВт – тепловой. Типично такая МГазЭС размещается в двух-трёх помещениях раз­мерами 24×60 м каждое, её работу обеспечивают два сотрудника в смену – начальник станции и инженер. Себестоимость электричества 1,95 руб./кВт/ч.

В этой ситуации представить себе экономические обоснования строительства станции мощностью 50 МВт на площади 1–2 га весьма затруднительно.

Перспективы и совершенствования

С точки зрения реализации программы развития ДПМ ВИЭ 2.0 в части малых ГЭС необходимо изменить конкурсные требования, а не создавать фонд «помощи», потому что такой подход эффективнее для развития малой гидроэнергетики [4]. Из реализованных инициатив и с учётом конкретных проектов, финансирования, условий местности ясно, почему в концепции ДПМ ВИЭ 1.0 срок строительства закладывался 4 года: за это время даже полномасштабные изыскания провести затруднительно.

Перспективный подход к строительству МГЭС в Финляндии

Проекты строительства малых ГЭС известны в Финляндии примерно с 1826 года, когда были предложены новые решения использовать энергию движущейся воды для вращения мельниц, и позже, после изобретения Павлом Николаевичем Яблочковым «свечи Яблочкова», а также в 1876–1879 годах благодаря работам Лодыгина и Эдисона – электрической лампы освещения, работающей от электрического тока. Тогда электричества боялись, тому свидетельством плакат 1879 года из Австрии (рис. 16). Но примерно так же обыватели боялись в своё время всего нового – и автомобилей тоже. Когда вокруг много умных, да мало смелых, ситуация может повторяться сначала трагедией, затем фарсом. Итак, финны не без технической помощи российских инженеров, но всё же самостоятельно построили у себя в стране только на рубеже XIX–XX веков более 500 малых гидроэлектростанций, теперь же их количество счёту не поддаётся. В Финляндии, называемой «Страной тысячи озёр» (на самом деле около 190 тысяч озёр, в основном небольших, глубиной 5–20 метров) и ещё почти 2 тысяч рек, в целом акватории занимают примерно 9% территории страны.

Природные и географические условия в стране вполне способствовали развитию малой гидроэнергетики. Теперь почти в каждом муниципалитете там не одна, а несколько МГЭС, СЭС, ВЭС. И это добавляет энергонезависимость гражданам, сокращая потребительскую стоимость электроэнергии – с 2023 года она почти «нулевая», а страна является донором в области энергоресурсов для других стран ЕС. Одна из недавно введённых в эксплуатацию малых ГЭС в Финляндии представлена на рис. 17. Причём интересно, что при всей высокой технологичности финны о внешнем облике своих МГЭС заботятся не сильно. Вот лишь несколько примеров.

Рис. 16. Плакат пропаганды опасности электричества, 1879, Австрия (реплика)

Рис. 17. МГЭС в Питкякоски (2021) Pitkäkoski Miehikk elokuu

Также в 1930-е годы на естественном рельефе финнами построена Тулемайокская МГЭС. В 1936 году на реке Шуя, в то время ещё на территории Финляндии, на пороге Пиени-Юкакоски («маленький водопад Юка» – пер. с фин.) построены две малые ГЭС, в том числе «Игнойла», или ГЭС-26. Как и в районе Выборга, на порогах реки Вилайоки в начале ХХ века. В 1942 году на реке Паз финские инженеры построили ГЭС Янискоски, проработала она недолго – в 1944 году при отступлении немецких войск станция была взорвана. Удивительно, что почти все эти старые малые ГЭС работают и сейчас. Невдалеке от этих мест расцветает город Симпеле – одна из старейших финских промышленных коммун, где небольшие деревообрабатывающие заводы изготавливали бумагу с 1906 года. Производство начиналось с тонкой коричневой обёрточной бумаги, которую отвозили в Санкт-Петербург и окрестности. Электричество в этих краях требовалось не только ради освещения, но и заводам. Поэтому использование водной энергии порогов реки Хиитонланйоки было обоснованным и логичным инженерным решением.

Электростанции на реке Хиитонланйоки на финской стороне по-прежнему работают. Получаемое электричество поступает в общегосударственную электросеть. Как и 10 лет назад, так и сегодня мощность гидроэлектростанции Ритакоски составляет 2200 МВт/ч. Несколько маленьких гидроэлектростанций на порогах рек вполне обеспечивают электричеством близлежащие коммуны. 

Сегодня в Симпеле продолжает работать завод по производству тарного картона, в том числе для производства пищевых продуктов. Кроме того, на территории современного действующего завода M-reak в Симпеле с 1948 года функционирует ещё одна электростанция Юванкоски. 

Малая гидроэлектростанция, что находится по дороге от Иматры на Симпеле, построена в 1925 году (рис. 18). На рис. 19 показан вид той же действующей МГЭС в 2023 году.

Выводы

Энергетический потенциал и производственное оборудование – стратегический ресурс страны. История строи-тельства МГЭС ярко показывает, что в России действует государственная программа поддержки ВИЭ, она продолжится до 2035 года. Всего в России под эту категорию попадают примерно 200 объектов. 

Уместно (кроме прочего) смотреть на примеры соседей, для этого мы привели соответствующие истории. Но главное в наше турбулентное время – экономическое обоснование и финансирование соответствующих проектов, когда они представляются действительно важными и перспективными.

Основная тенденция в мире – снижение субсидирования ВИЭ и переход на прямые контракты с покупателями, для которых приобретение «зелёной» энергии даёт преимущество на собственных рынках. Среди возможностей развития малой гидрогенерации полезны к рассмотрению следующие:

• значительный неосвоенный гидро­потенциал;
• наличие государственных поручений по разработке механизма рыночной поддержки малых ГЭС;
• «окно возможностей» по формированию комфортной нормативной среды для проектов малых ГЭС;
• наличие компетенций и опыта в части проектирования, строительства и эксплуатации.

С экономической стороны в сравнении с ГЭС малые станции всё же могут быть выгодны. Удельная стоимость проектов крупных и средних ГЭС в мире составляет около 1500 долл/кВт, аналогичный показатель для малых ГЭС существенно больше и составляет от 1150 долл/кВт в КНР и до 4800 долл/кВт в Европе.

КИУМ проектов VГЭС составляет в среднем 45–50%, а показатель долгосрочной стоимости электроэнергии (LCOE) 0,06–0,19 долл/кВт/ч. Тем не менее количество реализованных в последние годы в России проектов малой гидроэнергогенерации возрастает. Кроме того, важнейший шаг для решения проблем в области МГЭС и в целом – возобновляемых источников энергии видится в создании новых систем хранения (аккумулирования) энергии, которые повысят качество жизни людей, сделают их производственную и творческую работу эффективнее, а внедрение возобновляемых источников – массовым.  ●

Литература

1. Зелёное преображение: самые экологичные технологии — 2024, которые меняют мир. URL: https://knife.media/eco-technologies/.
2. Повлияет ли на качество жизни в странах Прибалтики отказ от электроэнергии из России? URL: https://wsem.ru/publications/kak_otkaz_ot_elektroenergii_iz_rossii_povliyaet_na_kachestvo_zhizni_latvii_litvy_i_estonii_ekspertny_25829.
3. Кашкаров А. Финны сохранили систему гидроэлектростанций на порогах и лососевый путь. Финляндский торговый путь. URL: https://hiitolanjoki.fi/ru/.
4. Мал, да удал: Насколько велики перспективы малых ГЭС? Энергетика и промышленность России. URL: https://www.eprussia.ru/epr/465-466/8550746.htm.
5. Малые ГЭС – виды и конструкции. URL: https://electricalschool.info/energy/2073-malye-ges-vidy-i-konstrukcii.html.
6. Появятся ли в России новые мощные ГЭС, и насколько актуально развитие малой гидроэнергетики? URL: https://dzen.ru/a/YItwsPRTTnS1oI89.
7. Проекты «РусГидро»: на Северном Кавказе строят и проектируют новые ГЭС. Строительный мир. URL: https://dzen.ru/a/ZGSKINyhttps://dzen.ru/a/ZGSKINyKTwgvTa2T .
8. «РусГидро» сливается: компания отказалась от строительства ГЭС из-за «экономической неэффективности». URL: https://dzen.ru/a/Ziy92esiNgQPTm_S.

© СТА-ПРЕСС, 2025

Статья была опубликована в СТА №3 / 2025
Больше интересного – на медиапортале https://www.cta.ru/