Бизнес план при строительстве малой гэс

Продление программы поддержки развития возобновляемой энергетики (ДПМ ВИЭ) после 2024 года позволит до 2035 года построить в России малые гидроэлектростанции (ГЭС) общей установленной мощностью около 1 ГВт.

Для успешной реализации проектов малой гидрогенерации надо учесть их особенности и отразить в разрабатываемой программе после 2024 года, сообщил в интервью ТАСС генеральный директор En+ Group Владимир Кирюхин.

Малые гидроэлектростанции России

• Трудности реализации
• Большое будущее
• Экономические предпосылки
• Программа поддержки ВИЭ

«При одобрении программы поддержки развития ВИЭ после 2024 года одним из ключевых вопросов является поддержка малых ГЭС. Кроме того, для стимулирования развития малой гидрогенерации считаем необходимым увеличить потенциальный срок строительства с нынешних пяти до семи лет. Предложение обусловлено более длительным инвестиционным циклом данной генерации», — пояснил он.
 
В этом году входящая в En+ Group «Евросибэнерго — Гидрогенерация» получила право строительства малой ГЭС в Карелии установленной мощностью 8,1 МВт. По оценке Кирюхина, общая стоимость строительства Сегозерской ГЭС может составить до 1,4 млрд рублей. Этот проект стал единственным в гидроэнергетике, заявленным на отбор этого года для включения в программу поддержки ВИЭ, хотя изначально в программу планировалось отобрать несколько проектов малой гидрогенерации суммарной мощностью почти 230 МВт.

 
Трудности реализации

Кирюхин отмечает, что строительство малых ГЭС в условиях отсутствия механизмов правительственной поддержки возведения ГЭС большой мощности интересны рынку, но низкая проработка проектов малой гидрогенерации делает процесс как строительства самих станций, так и подачи документов на их включение в программу более трудоемким в сравнении с ветряными и солнечными станциями.
 
Так, Кирюхин отмечает, что при проработке строительства малых ГЭС группа столкнулась с тем, что в России нет наработок по потенциальным проектам в отличие от сегмента ГЭС большой мощности, которые существуют еще с советских времен.
 
«Поэтому En+ провела исследование потенциала развития малой гидроэнергетики с привлечением профильного проектного института, выполнила предТЭО, начала разработку проектной документации и только после этого пошла на конкурс. При этом риск ошибки по проекту малой ГЭС гораздо выше, чем у проектов солнечных (СЭС) и ветряных электростанций (ВЭС): приняв на себя по итогам отбора обязательства по строительству, изменить локацию станции будет уже невозможно в отличие от проектов СЭС и ВЭС, где под проект найти новую площадку гораздо легче», — отмечает Кирюхин.
 
«При этом трудоемкость реализации проекта малой ГЭС практически такая же, как для крупной. Таким образом, только запустив работу по одному проекту, мы приступили к детальным предпроектным проработкам по другим проектам. Это необходимо, чтобы снять ключевые риски участия в следующем отборе проектов ВИЭ», — добавил глава En+ Group, отвечая на вопрос, почему на отбор этого года En+ Group представила только один проект при наличии большой квоты на малую гидрогенерацию.

 
Большое будущее

По оценке экспертов, при наличии правильного механизма поддержки развития малой гидрогенерации в России в следующие 15 лет могут быть построены малые ГЭС суммарной мощностью до 1 ГВт, из них пятая часть может быть реализована En+ Group.
 
«По итогам выполненного исследования En+ Group сформировала портфель проектов общей установленной мощностью около 200 МВт. В зависимости от уточнения по результатам предТЭО мы будем принимать решение, укладываемся ли по срокам строительства в текущую программу ДПМ ВИЭ либо будем рассматривать эти проекты в рамках программы поддержки ВИЭ в случае ее продления после 2024 года, учитывая, что период строительства проектов малых ГЭС более длительный по сравнению с солнечными и ветряными электростанциями», — сказал Кирюхин.
 
Россия занимает второе после Китая место по объему экономического гидропотенциала, который оценивается экспертами примерно в 1,7 трлн кВт⋅ч в год. Но в нашей стране он использован лишь на 20%, что открывает большой потенциал для развития гидроэнергетики. Среди российских регионов наибольшим потенциалом для строительства малых ГЭС обладают Северо-Запад, Юг и Восточная Сибирь. Кроме того, у российских компаний есть шансы в будущем наладить экспорт технологии в области малой гидроэнергетики.
 
«С точки зрения реализации проектов малой гидроэнергетики очень интересным представляется рынок стран ближайшего зарубежья. Кроме того, периодически поступают предложения о реализации проектов малых ГЭС в Юго-Восточной Азии и Латинской Америке, мы их рассматриваем», — сказал Кирюхин.

 
Экономические предпосылки

Согласно данным Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA), экономические условия реализации проектов в области гидрогенерации наиболее привлекательные в сравнении с другими видами проектов ВИЭ. Так, согласно анализу IRENA, удельные затраты на единицу произведенной электроэнергии гидроэлектростанциями на 16% ниже, чем ветроэлектростанциями, расположенными на суше, и почти вдвое ниже показателей солнечных электростанций.
 
Глава En+ Group отметил также, что российские предприятия энергетического машиностроения обладают сильными компетенциям в сфере гидроэнергетики, что обеспечивает высокую степень локализации оборудования, курс на которую в последнее время взят российским правительством.
 
«Помимо существующих появились новые производства по локализации основного и вспомогательного оборудования для малой гидроэнергетики. Кроме того, мы анализируем возможности привлечения, например, китайских и индийских поставщиков с обеспечением необходимого уровня локализации на территории РФ», — сказал глава En+ Group.

 
Программа поддержки ВИЭ

Меры государственной поддержки строительства генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), предполагающие возврат инвестиций с гарантированной доходностью, работают до 2024 года, но в этом году был проведен последний отбор проектов, которые должны быть реализованы до 2024 года. Сейчас решается вопрос о будущем программы: в целом рынок и кабмин выступают за ее продление, но обсуждаются параметры и условия новой программы ДПМ ВИЭ.
 
По данным газеты «Коммерсантъ», решается вопрос о перераспределении почти 222 МВт невыбранной квоты по проектам строительства малых ГЭС в пользу солнечных и ветряных электростанций и проведении в этом году дополнительного отбора проектов ВИЭ в рамках действующей программы или сохранения этой квоты за малыми ГЭС и переноса ее в новую программу ДПМ ВИЭ.
 
Также ранее отмечалось, что условиями продления программы поддержки развития «зеленой энергетики» могут быть снижение капитальных затрат на реализацию проектов и наращивание экспортного потенциала отечественных технологий. опубликовано econet.ru  

Подписывайтесь на наш канал Яндекс Дзен!

Если у вас возникли вопросы по этой теме, задайте их специалистам и читателям нашего проекта здесь.

P.S. И помните, всего лишь изменяя свое потребление — мы вместе изменяем мир! © econet

Не секрет, что в последнее время в стране наблюдается новый виток интереса к теме возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в особенности в части малой энергетики. Его проявление нетрудно связать с многочисленными звеньями длинной цепочки причин, заставляющих искать альтернативу традиционным мощностям. Начиная с нефти, взявшей на внешних рынках очередной ценовой рубеж в сто долларов за баррель, как следствие — возросшей стоимости продуктов нефтепереработки на рынке внутреннем и обещаний правительства приблизить цену на газ внутри страны к мировой планке. И заканчивая дефицитом существующих энергетических мощностей, а также пониманием того, что сами по себе запасы органики не бесконечны.

История вопроса

Когда-то СССР по многим видам ВИЭ имел большие научные и технические заделы и богатый опыт использования. Однако в те времена стремление к гигантизму во всех его проявлениях часто ставило крест на многих эффективных сферах энергетики. В эпоху огромных проектов, требовавших больших источников энергии, малые не выдерживали конкуренции с электроэнергетическими гигантами, объединившимися в единую национальную сеть; не могли обеспечить требуемый поток и потому стали отходить на второй план. Их место заняли начавшие строиться в 1950–1960-е годы огромные тепловые и гидроэлектростанции, а впоследствии и атомные станции. Дешевизна первичных энергоресурсов — нефти, газа и угля — надолго похоронила многие сферы ВИЭ. Не стало исключением и одно из наиболее эффективных направлений — малая гидроэнергетика: использование энергии небольших водотоков с помощью микро- (единичной мощностью энергоагрегата до 100 кВт) и малых (единичной мощностью до 10 МВт) ГЭС (далее МГЭС), общей установленной мощностью до 30 МВт.

Еще в начале 60-х годов XX века СССР располагал 11,4% мировых гидроэнергетических ресурсов. Тогда расчеты показывали целесообразность и возможность получать около 1 700 млрд кВт•ч электроэнергии, что более чем в пять раз превышало выработку электростанций страны в тот период. Считалось, что основная часть гидропотенциала (74%) располагалась на территории РСФСР. Сейчас этот гидроэнергетический потенциал практически полностью реализуется за счет больших и гигантских ГЭС. Но еще в 1913 году число действовавших в России ГЭС составляло 78 единиц общей мощностью 8,4 МВт. Крупнейшая из них — ГЭС на реке Мургаб мощностью 1,35 МВт. Сейчас их бы отнесли к категории МГЭС. Уже в 1941 году в России работали 660 малых сельских ГЭС общей мощностью 330 МВт. Общее количество МГЭС в СССР после окончания Великой Отечественной войны составляло 6,5 тыс. А во время пика строительства в 1940-е и 1950-е годы ежегодно в эксплуатацию вводились до 1 тыс. объектов.

Но в начале 1950-х в связи с указанным выше началом перехода к строительству гигантских энергетических источников и присоединением небольших потребителей к централизованному электроснабжению данное направление утратило государственную поддержку. Что привело к практически полному разрушению и упадку существовавшей инфраструктуры. Уже в 1962 году в СССР насчитывалось 2 665 МГЭС, в 1980-м — около 100 суммарной мощностью 25 МВт, в 1990 году их осталось всего 55. В настоящее время, по различным оценкам, по всей России действуют от нескольких десятков (60–70) до нескольких сотен (200–300) МГЭС.

В то же время сегодня считается, что по своему потенциалу гидроресурсы России сопоставимы с существующими объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны. При этом малые реки преобладают в гидрографической сети по числу и общей длине: из 3 млн рек на территории бывшего СССР 2,9 млн — малые реки, а 94% длины речной сети России — малые водотоки. Характерно, что на водосборах малых рек и в их прибрежных зонах сосредоточена большая часть населения: 90% сельского и до 44% городского. По современным оценкам, опубликованным специалистами НИИ энергетических сооружений (Москва), технически достижимый потенциал МГЭС России позволяет производить 357 млрд кВт•ч в год. Предполагается, что в дальнейшем малая гидроэнергетика преимущественно будет развиваться в Сибири и на Дальнем Востоке. В европейских районах строительство МГЭС получит развитие на Северном Кавказе.

Красивые планы

При таких «исходных» перспективность развития МГЭС не вызывает сомнений. Это обратило в их сторону взоры органов власти субъектов федерации и крупных игроков и стало дополнительным фактором активизации процессов развития.

Среди регионов Сибири наиболее далеко в вопросе МГЭС продвинулись в Республике Алтай, где разработана концепция развития и схема размещения объектов малой гидроэнергетики 35 малых ГЭС мощностью 105 МВт на территории региона, две из которых уже действуют. По словам министра регионального развития Республики Алтай Юрия Сорокина, недавно проведен тендер и определен подрядчик по проектированию каскада ГЭС на реке Чуя мощностью 12, 25 и 25 МВт. По этому каскаду, а также по двум станциям на реке Мульта и ГЭС Уймень сделаны предложения ГидроОГК и в скором времени ожидается предварительное решение. Также в плане на этот год проведение конкурса на проектирование ГЭС Аргут мощностью около 100 кВт. Выполнение планов является серьезным подспорьем в закрытии 100 МВт дефицита мощностей в республике. Учитывая планы по подключению каскада ГЭС на Чуе к общей сети, результатом вполне может стать снижение тарифа, который в прошлом году составил 1,66 рубля за 1 кВт•ч при стоимости на НОРЭМе в среднем 0,5 рубля.

Серьезные планы в Республике Бурятия. По словам заместителя министра по развитию транспорта энергетики и дорожного хозяйства республики Юрия Добровинского, сейчас на стадии завершения экологической экспертизы и разработки проектно-сметной документации находятся проекты ГЭС на реке Ульзиха в Баргузинском районе и Тахойской ГЭС на реке Джида. По предварительным данным, мощность каждой составит около 2 МВт.

Недавно ГидроОГК взялась за развитие малой гидроэнергетики путем выделения из своего портфеля в самостоятельное бизнес-направление проектов по строительству МГЭС — Фонд «Новая энергия». Тем самым компания занялась освоением гидропотенциала малых рек, не отвлекая при этом основные силы от масштабных проектов. Все первоначальные планы фонда связаны с Северным Кавказом. Так, на VI Международном инвестиционном форуме «Сочи-2007» фонд презентовал семь проектов строительства малых ГЭС в Южном федеральном округе, один из которых (создание трех малых ГЭС в Южном Дагестане) уже завершен (станции запущены в декабре 2007 года). В другой — возведение Зарагижской малой ГЭС в Кабардино-Балкарской Республике — привлечен частный инвестор, который обеспечит 40% стоимости проекта, составляющей более 900 млн рублей. Финансирование остальных проектов, представленных в Сочи, осуществляется за счет средств инвестиционной программы ГидрОГК. Вводы мощностей по ним предусматриваются в 2008-2010 годах и сейчас они находятся на стадии практической реализации.

Перспективы МГЭС в Зауралье еще более глобальны: «Сегодня у нас имеются данные по 120 потенциальным площадкам строительства малых ГЭС на территории СФО и ДФО совокупной установленной мощностью более 500 мегаватт. С различным уровнем проработки информации: от идей до серьезных расчетов и обоснований инвестиций», — говорит генеральный директор Фонда «Новая энергия» Андрей Железнов.

Разность подходов

Столь серьезные планы несколько омрачаются реальным новейшим опытом возведения и эксплуатации МГЭС в Сибири, имеющим несколько не очень радужных эпизодов. Объективное видение перспектив невозможно без осмысления недавних событий. Технологии возведения существовавших когда-то многочисленных ГЭС не подходят к современным условиям. За истекший продолжительный период многие компетенции тех времен по возведению МГЭС были утеряны, а многие подходы к их строительству значительно изменились.

По словам генерального директора компании «ИНСЭТ» (Санкт-Петербург) Якова Бляшко, в советские времена к строительству малых ГЭС подходили совсем иначе. «Поскольку на первом месте были интересы промышленности, то стремились использовать гидропотенциал реки полностью, и поэтому малая ГЭС имела плотину. Но малая гидроэнергетика должна выполнять социальную роль и решать социальные задачи. Даже если строительство малой ГЭС экономически целесообразно, но она этой роли не выполняет, то нет смысла в ее возведении», — убежден эксперт. Свою позицию он проиллюстрировал условным примером старого подхода: нормальным считалось строительство малой ГЭС мощностью 15 МВт с удаленностью от социального потребителя на расстояние в 30 км, в то время как при численности населения в 800 человек потребность с перспективой развития составляет максимум 1–1,5 МВт при удалении в 5 км. В первом случае в протянутой от ГЭС до села ЛЭП теряется значительное количество энергии, а поскольку вопросы ее обслуживания не всегда решаются (порывы из-за обледенения, падающих деревьев), то в энергоснабжении нередки сбои.

В связи с этим в современных проектах преобладает подход возведения ГЭС по деривационной схеме, когда от реки на МГЭС делается отводящий рукав-водоток. Такая технология позволяет практически полностью отказаться от водохранилищ и избежать строительства плотин, характерных для крупных ГЭС, а также заметно сокращает период строительства и значительно снижает затраты. Яков Бляшко заметил, что «ИНСЭТ» почти все проекты делает без использования водохранилища: «По деривационной схеме без затопления мы создали два проекта в Кабардино-Балкарии, три проекта в Карачаево-Черкесии и 17 станций общей мощностью более 200 мегаватт в Северной Осетии». Ему вторит Андрей Железнов, отметивший, что «основной задачей фонда является налаживание системы массового, поточного строительства МГЭС, где, в отличие от крупных ГЭС, не признающих типовых инженерных решений, это позволяют делать технологии, применяемые при строительстве гидроузлов малой мощности». Унификации проектов МГЭС так же будет способствовать наличие разработанного и промышленно освоенного оборудования, и опыта его эксплуатации в различных регионах.

Но, как считает директор «Красноярскгидропроекта» Николай Нейланд, дело не столько в генерирующем источнике, сколько в аккумулирующей энергию части ГЭС, то есть водохранилище. Мировая география распространения малых станций затрагивает в основном теплые части света, где ни один водоток зимой не перемерзает. Это в значительной степени относится и к Северному Кавказу. При продолжительности зимы в Сибири в семь–девять месяцев малые водотоки, которые могут давать отдачу, перемерзают, из-за чего работа станций становится очень проблематичной. «В Сибири малая станция не будет нормально эксплуатироваться без резерва воды, хотя бы сезонного регулирования. Для этого нужно создать водохранилище, которое является потенциальным источником энергии. Если это невозможно сделать, то говорить о малой станции просто бессмысленно», — резюмировал он.

Многие проекты малых ГЭС, над которыми работал красноярский институт, предусматривают возведение плотины, однако большие капитальные вложения в напорный фонд (возведение плотины, подготовка ложа водохранилища) а также увеличение времени строительства могут стать непреодолимым препятствием на пути развития малых ГЭС. Относительно деривационного подхода Николай Нейланд заметил, что множество безнапорных станций существовало, например, в Тыве и раньше. Но в основном они предназначались для снабжения сезонных отгонных пастбищ и работали в теплое время года.

Новейший опыт Сибири

Доводы руководителя «Красноярскгидропроекта» косвенно подтверждаются реальной новейшей практикой возведения ГЭС в Сибири. ГЭС Кызыл-Хая на реке Моген-Бурен, запроектированная «Красноярскгидропроектом», с устаноленной мощностью 400 кВт и запущенная в 2001 году с мощностью 150 кВт. Это было сделано в рамках Национальной программы энергообеспечения Республики Тыва за счет использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, предусматривавшей возведение каскада из трех станций. На эти цели от Минэнерго РФ были получены деньги. Впоследствии Министерство энергетики прекратило свое существование, и программа приказала долго жить. Из неофициальных источников стало известно, что все средства израсходованы на одну станцию вместо трех. По всей видимости, это и стало истинной причиной того, что желающих выделять дополнительные средства не нашлось. Текущую фактическую ситуацию с данной ГЭС выяснить не удалось, однако известно, что с момента ее запуска с эксплуатацией регулярно возникают проблемы. Яков Бляшко, компания которого поставила на ГЭС свое оборудование, контролировала строительство и сейчас постоянно оказывает помощь в эксплуатации, охарактеризовал ситуацию на ГЭС следующим образом: «Это не неудачный опыт эксплуатации малых ГЭС, а неудачный опыт подбора соответствующих кадров».

Со вторым по очереди объектом в Республике Алтай — МГЭС Кайру мощностью 400 кВт также были определенные сложности технического плана. По словам Юрия Сорокина, ГЭС начинал строить совхоз, и заложенные проектом противофильтрационные мероприятия не были доведены до конца. В частности, вовремя не защищена пленка, пришедшая впоследствии в негодность. С самой плотиной вопросов нет. Но из-за отсутствия специалистов в округе возник ряд трудностей с ее эксплуатацией, из-за чего во время паводка лишняя вода шла через верх. Сейчас все недостатки устранены, и ГЭС работает в нормальном режиме.

Третья и последняя в Сибири малая ГЭС — Джазатор (Республика Алтай) мощностью 630 кВт введена в строй в ноябре прошлого года. И если Кайру построена по классической схеме, то эта ГЭС уже деривационного типа, с небольшой плотиной и водохранилищем. По всей видимости, проблема перемерзания водотока ей не грозит, учитывая, что минимальная расчетная температура ее эксплуатации составляет -56°С.

Живой фактор

Все три сибирские МГЭС находятся на значительном удалении от цивилизации. Например, село Кызыл-Хая (Тыва) находится в 650 км от Кызыла, а 120 км пути от райцентра села Улаган до села Балыкча (потребителя ГЭС Кайру) преодолеваются за четыре часа. При этом до появления ГЭС местные жители не платили за электричество (солярка для дизельгенераторов — основного в этих районах источника энергии до появления ГЭС — оплачивалась из средств программы северного завоза), а новость о необходимости ежемесячной оплаты энергии в одночасье сделала их врагами возобновляемых источников.

Кроме того, общий уровень жизни и образования населения при такой удаленности от большой цивилизации можно себе представить. А потому большой проблемой является наличие квалифицированного обслуживающего персонала. В Республике Алтай, как считают, нашли выход из этой ситуации. По словам Юрия Сорокина, на Джазаторе создана независимая управляющая акционерная компания, учредителем которой выступил муниципалитет. Квалификация работников поднималась путем обучения на Кайру, а также участия в строительстве Джазатора. Принятые на работу в УК работники из числа местных жителей должны стимулировать продажу энергии, заниматься сбором денег и непосредственно эксплуатацией. Этот опыт планируется перенести на МГЭС Кайру, где до этого у муниципалитета действовал договор с компанией, осуществлявшей только техническое обслуживание и получавшей вознаграждение за технические услуги. При этом обслуживающий персонал не имел специализированных знаний по гидроэнергетике.

Андрею Железнову решение кадровой проблемы видится в следующем: «Поскольку на данном этапе наши проекты реализуются в регионах присутствия ГидроОГК, эксплуатировать построенные малые ГЭС мы собираемся с привлечением специалистов региональных филиалов компании. При работе в регионах, где нет филиалов ГидроОГК, нам выгодно набрать большое количество проектов с такой экономикой, которая бы обосновывала создание и содержание команды специалистов-эксплуатационников», — убежден он.

Экономика — двигатель прогресса

Несмотря на множественные технические и организационные вопросы МГЭС и возрастание интереса к ним, число реализуемых проектов в Сибири по-прежнему чрезвычайно мало. Скорее всего, основным двигателем должна стать экономическая составляющая. В частности, во многих отдаленных поселениях, снабжающихся сейчас электроэнергией от дизельгенераторов, ее себестоимость очень высока. На Алтае она достигает 22 рублей за 1 кВт•ч. Например, после запуска ГЭС Джазатор стоимость энергии для местного населения при себестоимости 53 копейки за 1 кВт•ч составила 4,2 рубля. Дальнейшее снижение тарифа планируется за счет подключения новых потребителей, перевода социальной сферы на электроотопление и увеличение потребления энергии населением.

Кроме того, одним из основных аргументов активистов строительства МГЭС являются существующие перекосы в централизованном энергоснабжении, когда потери в сетях достигают или превосходят объемы потребляемого отдаленными районами электричества. Так, по словам Юрия Добровинского, Республика Бурятия полностью электрифицирована, поэтому основная задача новых МГЭС — повышение экономической эффективности энергоснабжения.

По мнению многих специалистов, массовому приходу инвесторов в этот сектор мешает прежде всего отсутствие информации о самой возможности участия частного капитала в проектах строительства малых ГЭС. Последней отмашкой для инвесторов стал запуск системы мер государственной поддержки ВИЭ, принятой в ноябре 2007 года, в виде поправок в Федеральный закон «Об электроэнергетике». Они гарантируют субсидирование затрат на подключение генерирующих объектов к сетям за счет средств федерального бюджета, а также обеспечивают надбавки к цене за каждый произведенной сверх нормы оптового рынка малыми ГЭС кВт•ч электроэнергии. Также энергосистемам вменено в обязанность закупать в определенных объемах энергию ВИЭ. Принятия всех подзаконных актов, регламентирующих порядок реализации нововведений, нужно ждать не раньше середины 2008 года. После этого, учитывая инициативность местных администраций, зачастую берущих на себя затраты по проектированию, и опыт эксплуатации уже построенных объектов, наступит серьезный прорыв в этом сегменте.

При подготовке статьи использованы материалы периодического научно-технического журнала «Малая энергетика». — М., 2004. — № 1.