Глава Системного оператора рассказал участникам РЭН-2022 о перспективах развития отечественной гидроэнергетики

13 октября Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий в ходе сессии «Гидроэнергетика в контексте глобальных изменений: состояние, вызовы и тенденции развития» Международного форума «Российская энергетическая неделя – 2022» представил свое видение перспектив развития гидроэнергетики в условиях глобального энергетического перехода.

В мероприятии приняли участие заместитель министра энергетики Российской Федерации Евгений Грабчак, глава Республики Саха (Якутия) Айсен Николаев, Председатель Правления, генеральный директор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин, руководители АО «Силовые машины», АО «ЕвроСибЭнерго», международной компании En+ Group, Ассоциации организаций и работников гидроэнергетики «Гидроэнергетика России». Модератором дискуссии выступил директор Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ Илья Долматов.

Федор Опадчий отметил, что в России существует перспективная потребность в новых генерирующих мощностях, и это определяет необходимость дальнейшего развития гидроэнергетики, в том числе для решения поставленной руководством страны задачи достижения отечественной экономикой углеродной нейтральности к 2060 году. Глава Системного оператора сообщил, что сценарий развития электроэнергетики России до 2050 года предусматривает сохранение текущей доли выработки ГЭС на уровне 20%, что с учетом среднегодового прироста электропотребления до 1% (1438 млрд кВт∙ч в 2050 году) требует увеличения производства электроэнергии на ГЭС относительно текущих показателей, которое в свою очередь невозможно без масштабного ввода новых гидроэлектростанций в течение ближайших 30 лет. До 2050 года для обеспечения целевых показателей потребуется ввод в работу около 22 ГВт генерирующих мощностей на ГЭС и ГАЭС.

Председатель Правления АО «СО ЕЭС» сообщил, что рабочей группой под руководством заместителя министра электроэнергетики РФ Павла Сниккарса подготовлен перечень приоритетных проектов размещения ГЭС и ГАЭС. В перечень, сформированный с учетом решения задач покрытия перспективного спроса на электрическую энергию и мощность, включены восемь ГЭС суммарной установленной мощностью 4725 МВт и шесть ГАЭС суммарной установленной мощностью 6540 МВт.

Оценивая выполнимость этих планов, глава Системного оператора подчеркнул необходимость решения двух важнейших задач. С одной стороны, нужно научиться считать комплексный экономический эффект от строительства ГЭС, с другой – решать проблему стоимости капитала, привлекаемого для строительства гидроэлектростанций и производства гидроэнергетического оборудования.

Говоря о комплексном эффекте от гидроэлектростанций в энергосистеме, Федор Опадчий отметил, что он не исчерпывается выработкой электроэнергии и мощности. «Интеграция ГЭС в энергосистему в отличие от ВИЭ практически не связана с поиском дополнительных источников регулирования баланса и частоты в энергосистеме, так как ГЭС сами являются источником регулирования, и наличие ГЭС в энергосистеме позволяет достаточно эффективно вводить другие типы генерации, в частности, атомные станции и тем более ВИЭ», – заявил он.

Кроме того, необходимо научиться учитывать дополнительные эффекты, например, такие, как противопаводковый эффект от ГЭС, а также эффект развития дорожной сети, так как плотины часто используются вместо мостовых сооружений.

Иллюстрируя проблему привлечения инвестиций для строительства ГЭС, глава Системного оператора обратился к опыту программы модернизации мощностей тепловой генерации, стартовавшей в ЕЭС России в 2019 году. «За счет относительно недорогого топлива и из-за высокой стоимости привлечения финансирования часто модернизация старой тепловой электростанции в сегодняшних экономических расчетах по конечной цене электроэнергии оказывается дешевле, чем строительство новой станции. Поэтому сейчас строительство ГЭС по действующим правилам крайне затруднено», – подчеркнул он.

Федор Опадчий также отметил еще один фактор, сказывающийся на развитии гидроэнергетики, – длительность сроков возведения ГЭС, превышающих обычно 10 лет. Это не позволяет гидростанциям включаться в действующие сейчас в оптовом рынке мощности механизмы ликвидации перспективных локальных дефицитов мощности, поскольку логика этих механизмов настроена на более короткий временной период 6–7 лет.