Три новых малых

АО «Администратор торговой системы» (АТС, структура НП «Совет рынка», регулятора ОРЭМ) объявило результаты конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), с вводом в эксплуатацию 2023-2028 годах. Совокупно из 192 заявок, поданных на первом этапе, отобрали 69 проектов с общей суммой требуемой годовой выручки около 30 млрд рублей. За шесть предстоящих лет инвесторы построят в России 2,7 ГВт «зеленых» электростанций. Больше всего – ветряных (1,85 ГВт с вводом в 2025-2027 годах) и солнечных (774,84 МВт с вводом в 2023-2024 годах), но также 96 МВт – малых ГЭС (их введут в 2027-2028 годах). 

Если среди инвесторов в солнце, а особенно – в ветер – в этом конкурсе разыгрались нешуточные баталии, то весь объем малых ГЭС предсказуемо ушел к одной компании – «РусГидро», которая за счет этого дополнила свой портфель малой гидрогенерации тремя новыми объектами. Один из них, Верхнебаксанская ГЭС мощностью 23,2 МВт, будет расположен в Кабардино-Балкарской Республике, на реке Адыр-Су. Нихалойскую ГЭС на 23 МВт построят в Чечне – она станет вторым проектом «РусГидро» в этой республике, причем связанным с первым – Башенной МГЭС (отобрана по результатам предыдущего конкурсного отбора и будет введена в 2024 году). А Могохскую ГЭС мощностью 49,8 МВт (предельной для объектов малой гидрогенерации) возведут в Республике Дагестан, на реке Аварское Койсу. Суммарная проектная выработка трех новых малых ГЭС составит 356,6 млн кВт·часов ежегодно. 

Эти проекты станут продолжением большой программы развития малой гидроэнергетики, реализуемой «РусГидро» на территории Северо-Кавказского федерального округа (СКФО). По оценкам госхолдинга, здесь существуют наиболее благоприятные природные условия для строительства таких объектов «зеленой» генерации. Кроме того, такие ГЭС «позволяют обеспечить выработку возобновляемой электроэнергии при минимальном влиянии на окружающую среду», у них относительно короткие сроки строительства (по сравнению с ГЭС средней и тем более большой мощности), их легко разместить максимально близко к потребителям, но самое главное – окупить за счет ДПМ ВИЭ (для ГЭС мощностью свыше 50 МВт подобных инструментов окупаемости в России не создано). 

Исторически компания эксплуатирует 35 малых ГЭС, и большинство из них находятся именно в регионах СКФО (только четыре – на Камчатке). За последние годы «РусГидро» ввело на Северном Кавказе Зарагижскую ГЭС (30,6 МВт, в 2016 году), станцию «Большой Зеленчук» (1,26 МВт, в 2017 году), а в прошлом году, уже по ДПМ ВИЭ, Верхнебалкарскую (10 МВт), Усть-Джегутинскую (5,6 МВт) и Барсучковскую МГЭС (5,25 МВт). Продолжается и строительство двух Красногорских МГЭС в КЧР, начались работы на площадке Башенной МГЭС, завершается проектирование МГЭС Черекская (Псыгансу). 

Новая госпрограмма поддержки ВИЭ в России продлится до 2035 года, договоры поставки мощности с инвесторами подписываются на 15 лет, но с этого года конкурсные отборы будут проходить по новым правилам: если ранее проекты СЭС, ВЭС и МГЭС отбирались по величине предельных капзатрат в пересчете на киловатт установленной мощности, то теперь – по наименьшей одноставочной цене продажи электроэнергии на оптовом рынке (в которую уже закладываются и CAPEX, и OPEX, и доходность генераторов). По оценке НП «Совет рынка», «конкуренция, возникшая в результате значительного превышения суммарной требуемой величины поддержки по заявкам, поданным по результатам первого этапа отбора, над размером средств поддержки, установленным правительством РФ, оказала значительное влияние на снижение заявленных участниками величин показателя эффективности».

В Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) из-за этого результаты отбора 2020 года вообще назвали «революционными», заявив, что они позволят инвесторам, «снизив цену в заявках, реализовывать почти в три раза больше проектов, чем планировалось». В среднем одноставочная цена по всем ВЭС составила 2,74 тыс. рублей за МВт*час, по СЭС – 5,45 тыс. рублей за МВт*час, подсчитал для «Коммерсанта» Владимир Скляр из «ВТБ Капитал». Для сравнения: одноставочная цена оптового энергорынка в европейской части РФ и на Урале сейчас достигает 2,6 тыс. рублей за МВт*час.

Правда, в отборе МГЭС тренд на снижение не проявился: и предельные, и средневзвешенные заявленные показатели эффективности отобранных объектов получились выше: 7,9 и 7,6 тыс. рублей за МВт*час соответственно. Связано это с тем, что кроме «РусГидро» в этом сегменте участников в отборе 2020 года и не было. По словам сопредседателя АРВЭ, спецпредставителя президента РФ по связям с международными организациями для достижения целей устойчивого развития Анатолия Чубайса, гордиться в этом плане нечем, но хорошо, что такой сегмент ВИЭ все-таки развивается. Он считает, что Минэнерго РФ стоит подумать над дополнительными мерами поддержки инвесторов в малую гидрогенерацию. А директор АРВЭ Алексей Жихарев объяснил, что отсутствие конкуренции в МГЭС в этом году было было связано как раз с изменением правил отбора: если на прошлом конкурсе проекты отбирались по предельным капзатратам, которые в среднем составили тогда более 192 тыс. за кВт установленной мощности, то в этом году этот параметр снизился до 146 тыс. за кВт. Такая цена позволяет строить только крупные МГЭС, более 20 МВт, а такие проекты заявило на конкурс только «РусГидро».

В отличие от СЭС и ВЭС, которые, в принципе, строят по достаточно типовым проектам и с типовым оборудованием (что во многом и обеспечивает их относительную дешевизну), любая ГЭС, даже самая маленькая, всегда выходит уникальной. Не бывает одинаковых створов, геологических и водно-режимных условий. Не стали исключением и три отобранных проекта «РусГидро». Так, Верхнебаксанскую ГЭС построят в КБР, на особенном 4,5-километровом участке реки Адыр-Су (правобережного притока реки Баксан), на котором фиксируется перепад высот порядка 450 метров. Это даст возможность, используя классическую для Северного Кавказа деривационную схему, создать гидроэлектростанцию с напором воды на турбинах, превышающим 400 метров (по некоторым оценкам, до 446 метров в максимуме). Если в ходе проектирования предварительные расчеты подтвердятся, то новая станция станет второй по величине используемого напора ГЭС России, уступая только Зарамагской ГЭС-1 в Северной Осетии. 

Головной узел створа этой ГЭС будет состоять из бетонной водосливной плотины высотой 3 метра и длиной 36 метров, а также бассейна суточного регулирования емкостью около 14 тыс. кубометров. Напорная деривация из стальных труб длиной 4,5 км пройдет, в основном, по правому берегу реки, завершаясь туннелем длиной 485 метров. Площадка для размещения здания ГЭС, находится на правом берегу реки Баксан (или левом – реки Адыр-Су), с севера ограничена автодорогой «Баксан – Эльбрус», а с юга – крутым склоном. Гидротурбины пока не выбрали – рассматриваются как радиально-осевого, так и ковшового типов. В левобережном примыкании водосливной плотины, кстати, предусмотрено строительство рыбопропускного сооружения (рыбохода лестничного типа) «для обеспечения возможности прохода ихтиофауны из нижнего бьефа головного узла в верхний». 

Согласно водно-энергетическим расчетам, проведенным Институтом «Гидропроект», установленная мощность Верхнебаксанской ГЭС составит 23,2 МВт, а плановая ежегодная выработка электроэнергии при этом – порядка 88,5 млн кВт*часов, со среднемноголетним КИУМ 44%. Для сравнения: по итогам 2020 года потребление электроэнергии в Кабардино-Балкарии превысило 1,7 млрд кВт*часов, при максимуме спроса на мощность в 305 МВт. При этом 10 электростанций, расположенных в республике (из них восемь ГЭС), в сумме имеют мощность чуть более 220 МВт, и вырабатывают всего 411,9 млн кВт*часов в год. Так что прибавка от новой ГЭС будет пусть и скромной, но все же не лишней.

Нихалойская ГЭС мощностью 23 МВт станет вторым проектом «РусГидро» в Чечне, запустить ее планируется также в 2027 году вблизи села Вашендарой Шатойского района республики. Работать она будет в каскаде с Башенной МГЭС, которую планируется ввести в эксплуатацию в 2024 году. Оба объекта построят по деривационным схемам в высокогорном Итум-Калинском районе на реке Аргун. Предполагается, что вода, отработавшая на турбинах Башенной ГЭС и очищенная от песчаных наносов на головном водозаборном узле этой станции, будет подаваться вниз, в деривацию Нихалойской ГЭС. При этом «переключение расходов воды из отводящего канала Башенной МГЭС в деривационный канал Нихалойской ГЭС не ухудшит гидрологический режим реки Аргун по сравнению с современными условиями», считают в «Гидропроекте». Но главное, что такое конструктивное решение позволит отказаться от строительства головного водозаборного узла второй станции, что резко повышает экономическую эффективность всего проекта. 

Для Нихалойской ГЭС нужно будет построить только водоприемник, станционный узел (здание станции, отводящий канал длиной 500 метров, который соединит его с рекой, и ОРУ), а также подземный безнапорный деривационный туннель длиной 7,5 км. «Вариант с поверхностной деривацией при существующих топографических условиях невозможен из-за высоких отметок правого берега и очень узкого ущелья в русле реки Аргун. Кроме этого, правый берег является природным заповедником, на территории которого находятся Нихалойские водопады, являющиеся жемчужиной Чеченской республики», - отмечают в АО «Институт Гидропроект».

Общая стоимость строительства Нихалойской ГЭС предварительно оценивается в 9,1 млрд рублей (или 398 тыс. рублей на 1 кВт установленной мощности). Связано это с тем, что самых больших вложений потребует создание именно туннельной деривации, при этом «на рассматриваемом участке реки с ее уклонами и топографическим строением каньона реки получить мощность станции более 20 МВт при уменьшении длины деривации не представляется возможным».

В здании ГЭС установят вертикальные гидроагрегаты с радиально-осевыми турбинами, которые будут работать при напоре 90 метров. МГЭС сможет вырабатывать около 92,1 млн кВт*часов в год, при среднемноголетнем КИУМ 46%. Потребление электроэнергии в Чечне по итогам 2020 года и в последние годы устойчиво превышает 3 млрд кВт*часов. При этом в республике действует всего две электростанции (а по факту, одна Грозненская ТЭС ОГК-2, мощностью 360 МВт; у еще одной малой ГЭС всего 1,3 МВт), которые вырабатывают всего 705,5 млн кВт*часов в год. Максимум потребления мощности в ЧР в прошлом году составил 543 МВт. С учетом Башенной МГЭС (мощностью 10 МВт и планируемой среднегодовой выработкой в 45 млн кВт*часов), и Нихалойской ГЭС, возможности внутренней генерации в ЧР могут вырасти на 33 МВт и 138,1 млн кВт*часов соответственно.

Наконец, Могохская ГЭС мощностью 49,8 МВт будет построена в Республике Дагестан, на реке Аварское Койсу, притоке реки Сулак. Образуется река Сулак, впадающая в итоге в Каспийское море, как раз слиянием крупных водотоков – Аварского и Андийское Койсу соответственно, водосборные бассейны которых располагаются в пределах высокогорного Дагестана и частично в Грузии, и представляют собой обширные горные котлованы, окаймленные цепью высоких гор со снежными вершинами. Воды этих рек традиционно используются для орошения, а открытые и удобные участки – под посевы и выпасы скота. 

Использованию ресурсов рек бассейна Сулака была посвящена «Водно-энергетическая схема Северного Кавказа», составленная еще в 1935 году Ростовским отделением «Гидроэлектропроекта». На реке Андийское Койсу, например, тогда намечался каскад из семи гидроузлов, у пяти – с плотинами высотой 150-200 метров. А на Аварском Койсу предполагалось создание каскада из восьми ГЭС, с плотинами от 90 до 160 метров. При разбивке реки на ступени использования предусматривалось строительство Зирани ГЭС установленной мощностью 185 МВт, использующей падение реки до отметки НПУ Ирганайской ГЭС (с 665 до 547 метров БС). Но затем было принято решение о разделении Зирани ГЭС на две станции: Гоцатлинскую, с приплотинной ГЭС, и Могохскую, которая забирала бы воду из отводящего канала этой станции. 

Запуск Ирганайской ГЭС (400 МВт) проходил в два этапа, в 1998 и 2001 годах. Гоцатлинскую ГЭС мощностью 100 МВт у села Чалда Гергебильского района Дагестана построили к 2015 году. Сейчас две эти станции, как и планировали еще советские проектировщики, составляют каскад на Аварском Койсу, верхней ступенью которого является Гоцатлинская. Таким образом, в «РусГидро» решили закрыть исторический гештальт, и построить Могохскую ГЭС, которая сможет использовать гидроэнергетический потенциал участка реки между двумя действующими ступенями каскада. 

Согласно предварительным проектным проработкам, станция будет создана по плотинно-деривационной схеме. Головной узел будет включать водоприемник для подачи воды в деривационный канал, водосбросы, а также земляную насыпную плотину (с противофильтрационным элементом типа «стена в грунте») длиной 214 метров и высотой 20 метров. В систему деривации войдет напорный водовод и деривационный туннель, проложенные по левому берегу реки частично над (порядка 1,1 км), частично – под землей (1,2 км). В станционный узел войдет береговое здание машзала, где разместят два гидроагрегата с турбины типа РО с диаметрами рабочего колеса 3,1 метров, работающими на напоре до 36 метров. А также уравнительный резервуар (в виде туннеля длиной 355 метров корытообразного сечения), отводящий канал и ОРУ 110 кВ. 

Ввод Могохской ГЭС в эксплуатацию запланирован на 2028 год. Участок для расположения ее сооружений легкодоступен в транспортном отношении, рядом с ним остались производственные базы строительства двух других ГЭС из каскада, а в регионе действует коллектив опытных гидростроителей. Предварительная стоимость строительства ГЭС превышает 10,7 млрд рублей (или 215,8 тыс. рублей на 1 кВт установленной мощности). Среднегодовая выработка электроэнергии может составить 176 млн кВт*часов, с КИУМ 42%.

Дагестан – один из регионов, где по итогам 2020 года был установлен исторический максимум потребления мощности (1307 МВт). Потребление электроэнергии в республике постоянно растет, по итогам прошлого года – до 6,88 млрд кВт*часов. Собственная генерация (17 ГЭС, одна СЭС и одна ТЭЦ) суммарной мощностью 1905,13 МВт вырабатывает пока что около 4,2 млрд кВт*часов в год. Так что новый объект позволит частично сократить межрегиональные перетоки. 

По мнению бывшего гендиректора Корпорации развития Дагестана Артура Алибекова, с учетом проектов строительства еще и СЭС, новая «зеленая генерация» обеспечит прирост мощности в энергосистеме республики примерно на 14% к текущему уровню и даст «дополнительно около 534 млн кВт*часов в год, которые позволят снизить нарастающий дефицит электроэнергии». «Впереди еще большая работа по непосредственной реализации проектов, где важным является решение земельных вопросов и организация строительства. Кроме того, мы готовится к последующим отборам проектов для включения новых объемов генерации по Дагестану. Суммарно мы надеемся увеличить мощность энергосистемы Дагестана минимум на 500 МВт к 2030 году», - заявил Алибеков.