Исследование перспективы развития гидроэнергетики в Сибири, на Дальнем Востоке и Камчатке

Илья БЕРДЫШЕВ
студент каф. электроэнергетич. систем НИУ «МЭИ»
Е-mail: BerdyshevII@mpei.ru

Владислав БИТНЕЙ
Главный специалист по управлению
проектами СЭТР ПАО «Мосэнерго»
Е-mail: BitneyVD@mosenergo.ru

Дмитрий ГАБДУШЕВ
студент каф. теоретич. основ электротехники НИУ «МЭИ»
Е-mail: GabdushevDM@mpei.ru

Евгений ГОЛОХВАСТОВ
студент кафедры электрич. станций НИУ «МЭИ»
Е-mail: golohvastov2000@mail.ru

Александр ЧЕГОДАЕВ
Аспирант каф. электроэнергетич. систем НИУ «МЭИ»
Е-mail: ChegodayevAA@mpei.ru

Артём ВАНИН
доцент каф. теоретич. основ
электротехники НИУ «МЭИ», к. т. н.
Е-mail: VaninAS@mpei.ru

Введение

Россия обладает значительным гидроэнергетическим потенциалом, который оценивается около 9 % мирового [1], однако пока освоено около 4 %. Развитие этой отрасли сталкивается с рядом сложностей и ограничений. В частности, строительство гидроэлектростанций занимает многие годы, что замедляет процесс их внедрения в энергетическую систему страны. Кроме того, гидроэнергетика не всегда конкурентоспособна по сравнению с другими источниками производства электроэнергии из-за высоких затрат на строительство и эксплуатацию самих станций. С другой стороны, ГЭС обладают рядом преимуществ для энергосистемы, такими как: высокая маневренность, длительный срок эксплуатации, развитие диверсификации производства электроэнергии по видам электрических станций, а также отсутствие необходимости в импорте топлива в удаленные местности.
Гидроэнергетика стала традиционным видом возобновляемых источников энергии (ВИЭ), что также говорится в Федеральном законе № 35 от 01.06.2020 г. «Об электроэнергетике» [2]. В силу своих преимуществ гидроэнергетика является наиболее экологически целесообразным и экономически приемлемым методом решения вопросов энергетической безопасности государства на долгосрочную перспективу.
В связи с перечисленными достоинствами для энергосистемы, «Системный оператор» выступает за увеличение доли гидроэнергетики в стране [3]. Главной темой совещания, состоявшегося 25.01.2023 г. в соответствии с поручением Президента Российской Федерации от 22.12.2022 г. № Пр‑246025, были вопросы, связанные с устранением административных препятствий, мешающих развитию гидроэнергетики [4]. В соответствии с планом мероприятий по реализации Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 г. [5], необходимо обеспечить реализацию проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.
Согласно информации, представленной на сайте АО «СО ЕЭС» по итогам 2020 г., суммарная установленная мощность всех гидроэлектростанций в мире составила 1330 ГВт (включая 160 ГВт ГАЭС), а годовая выработка достигла 4,37 трлн кВт‧ч и превосходит суммарные показатели других электростанций ВИЭ. По итогам 2021 г. общая мощность всех ГЭС мира превысила 1200 ГВт. На долю ГЭС приходится почти 18 % мирового производства электроэнергии, они уступают только угольной и газовой генерации. В среднем в течение последних 20 лет вводы мощностей ГЭС и ГАЭС в мире ежегодно превышали 20 ГВт. К 2030 г. совокупная мощность объектов гидроэнергетики увеличится до 1555 ГВт. При этом ввод новых мощностей составит 380 ГВт, а вывод из эксплуатации старых ГЭС превысит 150 ГВт [6]. Активное развитие мировой гидроэнергетики обусловлено тем, что ГЭС имеют наименьшую долгосрочную нормированную стоимость электроэнергии (LCOE) по сравнению с другими электростанциями, а также тем, что ГЭС являются самыми низкоуглеродными источниками генерации.
Оптимизация энергосистемы России за счет ввода новых гидроэлектростанций также рассматривается в программе развития гидроэнергетики России, разработанной по заданию ПАО «РусГидро» [7]. Следует отметить, что строительство гидроэлектростанций было одним из приоритетных направлений энергетической отрасли в СССР. Сегодня многие из проектов ГЭС, которые были задуманы десятилетия назад, остаются не реализованными. Тем не менее, с учетом современных технологий и потребностей, многие из них могут быть востребованы в рамках развития гидроэнергетики России.
В работе проведен анализ гидроэнергетического потенциала объединенных энергетических систем (далее – ​ОЭС) и технологически изолированных энергосистем России. Исходя из анализа было выбрано несколько регионов для перспективного освоения гидроэнергетических ресурсов и предложены варианты строительства объектов гидроэнергетики разной мощности. В работе представлены наиболее перспективные и экономически оправданные, по мнению авторов, предложения по развитию гидроэнергетики в этих регионах.

Анализ гидроэнергетического потенциала ОЭС и технологически изолированных энергосистем

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 71 региональной энергосистемы, которые образуют 7 объединённых энергосистем (ОЭС): Северо-­Запада, Центра, Средней Волги, Юга, Урала, Сибири (I-я синхронная зона) и Востока (II-я синхронная зона). Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными ЛЭП напряжением 220–500 кВ и выше, работают в синхронном режиме (параллельно).

В России также существуют технологически изолированные электроэнергетические системы – ​энергетические системы, находящиеся на территориях, которые определяются Правительством Российской Федерации и технологическое соединение которых с Единой энергетической системой России отсутствует (энергосистемы Чукотского автономного округа, Камчатского края, Сахалинской и Магаданской областей, Норильско-­Таймырского энергорайона Красноярского края [8]).
Гидроэлектростанции России играют важную роль в задаче обеспечения технологического функционирования ЕЭС России. На протяжении последних 30 лет они имеют долю 20 % в структуре установленной мощности всех электростанций России и обеспечивают около 20 % потребностей страны в электроэнергии.
Согласно данным АО «СО ЕЭС» в ЕЭС России, по состоянию на 01.01.2022 г. ГЭС, функционирующие в составе ЕЭС России, имели установленную мощность 49 954,82 МВт (20,26 %), за 2021 календарный год они выработали 209,52 млрд кВт‧ч. По состоянию на 01.01.2023 г. установленная мощность ГЭС ЕЭС России составила 50 105,50 МВт (20,24 %), то есть за 2022 г. установленная мощность ГЭС ЕЭС России выросла на 150,68 МВт (0,3 %). Опубликованные АО «СО ЕЭС» отчётные данные о функционировании ГЭС ЕЭС России по итогам 2021 г., приведены на рис. 1.

Наибольшие объёмы генерирующих мощностей ГЭС ЕЭС России имеют ГЭС ОЭС Сибири – ​25326,48 МВт (50,7 %), которые сосредоточены на Ангаро-­Енисейском каскаде, где работают крупнейшие ГЭС России: Саяно-­Шушенская (6400 МВт), Красноярская (6000 МВт), Братская (4500 МВт), Усть-­Илимская (3840 МВт), Богучанская (2999 МВт). Вместе с другими ГЭС ОЭС Сибири, они вырабатывают ежегодно более 120 млрд кВт·ч электроэнергии, что составляет 61 % от всего объёма выработки ГЭС ЕЭС России и 12 % от всего объёма выработки электроэнергии всех электростанций ЕЭС России. Незначительные объёмы мощностей ГЭС работают в ОЭС Центра и Урала – ​до 2000 МВт (до 4 %) в каждой ОЭС. Средние объёмы мощностей ГЭС функционируют в ОЭС Северо-­Запада, Средней Волги, Юга и Востока: ~3000–7000 МВт в каждой ОЭС с долей до 15 % от всего объёма мощностей.
Коэффициент использования установленной мощности ГЭС ЕЭС России находится в диапазоне 27,4 ÷ 57,61 % при этом средний КИУМ ГЭС по ЕЭС России составляет 47,89 %, что является хорошим показателем (обычно среднемировой КИУМ для ГЭС находится на уровне ~40 %). Наименьший КИУМ ГЭС наблюдается у ГЭС ОЭС Центра 23,64 %, что говорит о невысокой технологической эффективности работы ГЭС. Наиболее высокий КИУМ 57,61 % наблюдается у ГЭС ОЭС Сибири, что говорит об их эффективности.

ОЭС Сибири: Забайкальский край и Республика Бурятия

Согласно приложению № 3 схемы и программы развития электроэнергетических систем России на 2023–2028 гг. [9], Иркутская область, Забайкальский край и Республика Бурятия являются территориями с прогнозируемым возникновением непокрываемого дефицита мощности. Для решения вышеуказанной проблемы одним из вариантов решения может стать строительство новых ГЭС.

Для выбора места строительства ГЭС был проведен анализ гидроресурсов вышеуказанных регионов. Гидроэнергетический потенциал рассматривался как часть водных ресурсов исследуемой территории, которые могут быть использованы для выработки энергии. В ходе данного исследования территории Забайкальского края и Республики Бурятия были разделены на бассейны 8 крупных рек: Шилка, Аргунь, Витим, Чара, Олёкма, Чикой, Хилок, Амазар. Установлено, что р. Витим имеет наибольшую потенциальную мощность (таблица 1), в связи с чем в дальнейшем будет рассматриваться она и её левый приток Мамакан [10].

Для покрытия дефицита мощности в Забайкальском крае и Республике Бурятия предлагается строительство первых двух ступеней Витимского каскада ГЭС (общая мощность 1410 МВт) [11, 12]: Выбор Витимского каскада ГЭС основан на его близости к крупным энергопотребителям, планирующим разработку ряда перспективных месторождений в Восточной Сибири, в частности, Удоканского месторождения меди, Озерного свинцово-­цинкового месторождения, месторождений урана.
Первая ступень – ​Мокская ГЭС (рис. 2). Мощность – ​1200 МВт (4 гидроагрегата по 300 МВт), среднегодовая выработка э/э – ​4,54 млрд кВт·ч.

Вторая ступень – ​контррегулирующая Ивановская ГЭС. Мощность – ​210 МВт (3 гидроагрегата по 70 МВт), среднегодовая выработка э/э – ​1,03 млрд кВт·ч.
В ходе комплексного рассмотрения схемы энергоснабжения этого региона и юга Якутии, где основными источниками электроэнергии могут стать Мокская ГЭС и Витимский каскад электростанций, и на основании [11] были выделены следующие этапы реализации проекта:
I этап – ​строительство ВЛ 500 кВ «Мокская ГЭС – ​Таксимо» и ВЛ 500 кВ «Таксимо – ​Чита» и включение их на напряжение 220 кВ. Это позволит обеспечить начало строительства Удоканского ГОК, Мокской ГЭС, повысить надежность энергоснабжения ОЭС Сибири и снятие ограничений в Бодайбинском промузле за счет перевода двухцепной ВЛ 220 кВ «Таксимо – ​Мамакан» на номинальное напряжение.
II этап – ​включение ВЛ‑500 кВ «Мокская ГЭС – ​Таксимо» и ВЛ‑500 кВ «Таксимо – ​Чита» на 500 кВ для обеспечения пуска Удоканского ГОКа, золоторудных месторождений Бодайбинского района, в т. ч. Сухого Лога, начала строительства Мокской ГЭС, увеличения загрузки БАМ.
III этап – ​пуск Мокской ГЭС с Ивановским контррегулятором на пониженных параметрах мощностью 400 МВт для обеспечения увеличения нагрузки Удоканского ГОК, Бодайбинского промузла, Байкало-­Амурской магистрали.
IV этап – ​ввод Мокской ГЭС на проектную мощность 1410 МВт, обеспечение надежного электроснабжения потребителей региона, значительное снижение стоимости электроэнергии, в особенности для нужд электротяги БАМ.
Ввод ВЛ‑500 кВ «Мокская ГЭС – ​Таксимо» и ВЛ 500 кВ «Таксимо – ​Чита» позволит решить задачи обеспечения гарантированной мощности и электроэнергии в зоне БАМ от Улан-­Удэнской ТЭЦ‑2, ГО ГРЭС, Харанорской ГРЭС в периоды маловодья, увеличить экспортный потенциал энергосистем Забайкалья. Обеспечивается надежная связь ОЭС Сибири с ОЭС Дальнего Востока.
Строительство первых 2‑х ступеней Витимского каскада ГЭС приведет к формированию запаса электроэнергии, который предлагается экспортировать в Китай через г. Бейдзи. На текущий момент «Интер РАО» (российский оператор экспорта-­импорта) поставляет электроэнергию в Китай из Амурской области по долгосрочному контракту с условием «бери или плати». Ежегодно объемы экспорта составляли около 3 млрд кВт‧ч в год. Однако в 2021 г. Китай попросил увеличить поставки из-за энергодефицита [13].
Экспорт электроэнергии из РФ в Китай в январе – ​мае 2022 г. вырос на 96,5 % и достиг 1,78 млрд кВт‧ч, что следует из таможенной статистики КНР. В денежном выражении поставки также увеличились почти вдвое, до 85,2 млн долл.
На основании вышеперечисленного очевидно, что строительство Мокской ГЭС, в том числе и для экспорта электроэнергии в Китай через г. Бейдзи, релевантно. Указанный вектор развития также подтверждается монографией, разработанной в ИСЭМ СО РАН [14].

ОЭС Сибири: Иркутская область

Энергосистема Иркутской области входит в операционную зону филиала АО «СО ЕЭС» Иркутское РДУ и обслуживает территорию Иркутской области. Согласно отчетам АО «СО ЕЭС» [15], освоение гидроэнергетических ресурсов на текущий момент составляет 40 % и имеет огромный потенциал для выработки электроэнергии – ​130 000 млн кВт·ч.
В соответствии со схемой и программой развития Иркутской области [16] (далее – ​СиПР Иркутской области) анализ баланса мощности юго-восточной части ОЭС Сибири за КС «Братск – ​Иркутск» показал, что с учетом увеличения потребления электрической мощности прогнозируется непокрываемый дефицит мощности в нормальной и ремонтной схемах существующей сети 193–286 МВт и 598–691 МВт соответственно. Крупными вводимыми потребителями будут являться ОАО «РЖД», ПАО «Газпром», Иркутский завод полимеров и завод неорганической химии ООО «Иркутская нефтяная компания», освоение новых перспективных месторождений золотосодержащих руд Сухой Лог и Чёртово Корыто.
В рамках ввода новых мощностей в Иркутской области еще в СССР на реке Мамакан предлагалась постройка двух ГЭС для покрытия необходимой мощности для освоения крупных месторождений золота и промышленного производства. Первой была построена и введена в 1966 г. Мамаканская ГЭС, мощностью 86 МВт. Второй и основной по выработке электроэнергии должна была стать Тельмамская ГЭС, мощностью 450 МВт, высоконапорная гидроэлектростанция приплотинного типа. Проект по постройке был обоснован и разработан АО «Ленгидропроект» в 1980‑е гг. Однако работы не были начаты вследствие отсутствия финансирования в 1990‑е гг. Проект по Тельмамской ГЭС был возобновлен в 2008 г. в соответствии с генеральной схемой развития объектов электроэнергетики России до 2020 г.» [17], и в период 2016–2020 гг. предполагалось начать строительство. Однако вследствие отсутствия должного финансирования работы так и не были начаты.
Станцию предлагается построить выше Мамаканской ГЭС, на месте, где в реку Мамакан впадает река Тельмама (рис. 3). Для включения её в общую энергосистему потребуется строительство двух воздушных линий 220 кВ протяженностью 30 км, соединяющих её с ПС «Мамакан» и Бурятской энергосистемой и проходящих транзитом по территории Мамаканского муниципального образования.

Постройка Тельмамской ГЭС позволит снизить себестоимость производства электрической энергии, ускорить темпы развития промышленности и повысит уровень жизни в регионе.

ОЭС Востока: Якутия

Согласно генеральной схеме [18], в ОЭС Востока имеется собственный избыток мощности до 2035 г. и ввод дополнительной генерации сверх плана не требуется. С другой стороны, гидропотенциал Республики Саха (Якутия) является крупнейшим в стране и оценивается в 72,4 ГВт, что составляет 22 % от общего гидропотенциала рек России. Большая его часть остается незадействованной. На данный момент в республике действуют две гидроэлектростанции: Каскад Вилюйских ГЭС 1 и 2, а также Светлинская ГЭС. На территории республики расположены 64 перспективных створа, разведка которых началась еще в советский период. Наиболее мощным гидроэнергетическим потенциалом обладает Южная Якутия [19].
В 1999 г. ОАО «Институт Гидропроект» разработал схему строительства Южно-­Якутского гидроэнергетического комплекса (рис. 4). Согласно схеме, в состав Южно-­Якутского гидроэнергетического комплекса входят перспективные ГЭС на притоках реки Алдан: Средне-­Учурская ГЭС на реке Учур с контррегулятором – ​Учурской ГЭС и Иджекской ГЭС на реке Тимптон с контррегулятором – ​Нижне-­Тимптонской ГЭС. В качестве первоочередного объекта строительства в схеме была рекомендована Средне-­Учурская ГЭС [20].

Средне-­Учурская ГЭС расположена в Алданском районе республики Саха (Якутия), в 530 км к югу от Якутска, на правом притоке реки Алдан – ​реке Учур. В 20 км от населённого пункта Чагда, в 230 км от ближайшей железнодорожной станции Томмот и в 250 км от районного центра – ​города Алдан. ГЭС имеет установленную мощность 3350 МВт и среднемноголетнюю выработку электроэнергии 15 млрд кВт‧ч.
Республика Саха (Якутия) имеет крупные запасы таких полезных ископаемых, как: алмазы, золото, слюда-­флогопит, каменный и бурый угли, железные руды, природный газ и нефть, олово, вольфрам, полиметаллические руды, пьезокварц, сурьма, ртуть, апатиты.
В ближайшей перспективе Дальний Восток может занять лидирующее положение по интенсивности инвестиций, что связано с реализацией крупных проектов, таких как разработка Эльгинского месторождения угля и Эльконского уранового месторождения, строительство горно-­металлургических комбинатов черной и цветной металлургии и др. [21].
В Республике Саха (Якутия) выделяются два территориально-­производственных комплекса (ТПК) с интенсивным развитием: Западно-­Якутский и Южно-­Якутский. Суммарная потребность проектов в электроэнергии по этим двум кластерам составит на уровне 2025 г. – 2900 млн кВт‧ч, к 2030 г. – 5350 млн кВт‧ч, 2040 г. – 6000 млн кВт‧ч, 2050 г. – 6600 млн кВт‧ч [22].

В условиях обеспечения технологической независимости России является актуальным развитие кластера промышленных предприятий – ​гарантированных потребителей электроэнергии на Дальнем Востоке, в числе и в республике Саха (Якутия). Постройка Средне-­Учурской ГЭС может дать импульс к созданию в регионе перспективных энергоемких производств и к выходу на межрегиональный рынок Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также за рубеж.
Идеи строительства ГЭС на реках южной Якутии возникли не позднее 1960‑х гг. Однако плохая транспортная доступность участков строительства, отсутствие потребности в таких объемах электроэнергии, гористая местность в районе постройки до настоящего времени препятствуют их реализации.

Технологически изолированные энергосистемы: Камчатский край

Энергосистема Камчатского края является изолированной и состоит из центрального энергоузла и 13 изолированных энергоузлов. В соответствии со схемой и программой развития Камчатского края [23] (далее – ​СиПР Камчатского края), используется только 3 % гидроэнергетического потенциала региона.
Требуется отметить, что Камчатский край полностью зависит от внешних поставок топлива, добываемого в других регионах России. Характеристика энергосистемы Камчатского края представлена в таблице 2.

Структура установленной мощности представлена на рис. 6. Видно, что основу генерации в изолированных энергоузлах составляют дизельные электростанции (далее – ​ДЭС), работающие на дорогостоящем дизельном топливе. В центральном энергоузле (далее – ​ЦЭУ) основу генерации составляют ТЭЦ, которые лишь частично работают на газе, а оставшийся дефицит компенсируется топочным мазутом, который импортируется в регион (рис. 7).

Ниже перечислены проблемы генерирующего оборудования изолированных энергоузлов [23]:
38 % оборудования ДЭС устарело – ​требуется масштабная модернизация;
состояние парка оборудования станции Паужетской ГеоЭС (8 МВт) приближается к состоянию невосстанавливаемого износа;
дорогостоящее привозное дизельное топливо, следовательно, высокий тариф.
Проблемы генерирующего оборудования центрального энергоузла:
использование дорогостоящего топочного мазута;
прогнозируемый рост цен на органическое топливо;
снижение запасов и уровней добычи природного газа (запасы месторождений ниже ожидаемых);
ограничения по давлению существующей газотранспортной сети.
Согласно протоколу совещания от 26 января 2015 г. по исполнению поручения Президента РФ [24] в Камчатском крае требуется ускорение решения вопроса о возможном поэтапном замещении тепловых электростанций ЦЭУ и мощностей изолированных энергоузлов на возобновляемые источники энергии. Мировой опыт в аналогичных регионах (Исландия: 71 % э/э от ГЭС, Норвегия – ​99 %) показывает высокую экономическую эффективность производства э/э на основе гидроресурсов.
Еще в СССР рассматривалось строительство ГЭС на реке Жупанова. Проект был предложен в конце 1960‑х гг. Предполагалось, что ГЭС мощностью около 200 МВт будет способна обеспечить электроэнергией крупные промышленные объекты на Камчатке, а также сократить зависимость региона от импортированной энергии [23, 25].
Однако проект строительства Жупановской ГЭС может иметь экологические проблемы в Камчатском крае, такие как: нарушение экосистемы реки, риск аварий, изменение природных ландшафтов [26, 27].
Наиболее целесообразным на текущий момент в Камчатском крае является установка малых ГЭС в изолированных энергоузлах: ГЭС на реках Белая, Россошина и Кинкиль (установленной мощности 28, 12 и 16 МВт соответственно). Возможность строительства подтверждена уже разработанными проектами АО «Ленгидропроект», АО «Московский областной институт «ГИДРОПРОЕКТ» [23]. Внедрение данного решения для изолированных энергоузлов позволит обеспечить снижение зависимости от поставок дорогостоящего топлива, значительное снижение себестоимости электрической энергии и улучшение экологической ситуации.

Итоги и результаты внедрения: технико-­экономическое обоснование

Технико-­экономические показатели предложенных решений представлены в таблице 3. Графики окупаемости проектов – ​на рис. 8 (где CAPEX – ​капитальные затраты, R – ​ставка дисконтирования, DPP – ​окупаемость с учетом ставки дисконтирования, NPV – ​дисконтированный доход, PI – ​индекс рентабельности).

В Камчатском крае основу прибыли составляет значительное уменьшение себестоимости производства электроэнергии. На текущий момент себестоимость на Камчатке равна около 17 руб./кВт [23]. А себестоимость производства электроэнергии на малых ГЭС – ​4,59 руб./кВт [24].
Для ГЭС в Республике Бурятия и Якутии часть прибыли связано с экспортом. В Иркутской же области мы ориентированы на потребителей из России. Исходя из анализа видно, что все три ГЭС окупаются за период до 20 лет, что является высоким показателем в текущей обстановке и для таких масштабных проектов. Однако следует отметить, что ГЭС в Иркутской области и в Якутии окупаются при рассмотрении оптимистичного сценария при значительной поддержке инвесторов, либо государства.

Заключение

Проведен анализ освоения гидроэнергетических ресурсов в России. Учитывая совокупность таких факторов, как значительная доля неосвоенного потенциала и высокие показатели КИУМ по отдельным регионам, прогнозируемое увеличение экспорта электроэнергии в Китай, высокие затраты на доставку топлива в удаленные регионы и не покрываемый дефицит мощности (которые имеют разную долю в зависимости от региона), выявлена перспектива развития гидроэнергетики в Сибири, Дальнем Востоке и Камчатском крае.

В ходе анализа были рассмотрены уже разработанные проектные решения по строительству ГЭС в указанных регионах, которые до сих пор не реализованы. В результате исследования были предложены наиболее привлекательные и экономически оправданные проектные решения:
первые две ступени Витимского каскада ГЭС (общая мощность 1410 МВт);
Тельмамская ГЭС (мощностью 450 МВт);
Средне-­Учурская ГЭС (мощностью 3350 МВт);
малые ГЭС в изолированных энергоузлах на реках Россошина, Кинкиль и Белая (мощностью 12, 16 и 28 МВт соответственно).
С учетом изменения экономической ситуации проведена актуализация технико-­экономической оценки перечисленных решений, по результатам которой инвестиционная привлекательность отобранных проектов подтвердилась.