Сегодня и завтра малой энергетики

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. 

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.


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.


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. 

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.

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.

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.

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.

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.

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.
  
  

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).


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.


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

Если вам понравился материал, кликните значок - вы поможете нам узнать, каким статьям и новостям следует отдавать предпочтение. Если вы хотите обсудить материал - не стесняйтесь оставлять свои комментарии : возможно, они будут полезны другим нашим читателям!