1. Возобновляемость и условная бесконечность источника энергии, а также его экологичность.
2. Низкая себестоимость генерации, которая в среднем в 1,5–2 раза (а в отдельных случаях в 5–7 раз) дешевле энергии ТЭС и АЭС[28]. КПД ГЭС также достаточно высок, достигая в отдельных случаях 80–90 %. Затраты на обслуживание и поддержание штата сотрудников для эксплуатации тоже низкие. Минимальны и экологические платежи за выбросы, меньше расходы на ремонт. Детальное распределение затрат в разных видах генерации приведено в таблице:
3. Быстрый (относительно ТЭЦ/ТЭС/АЭС) выход на режим выдачи рабочей мощности после включения и возможность динамической балансировки подачи мощности в зависимости от потребностей. Во многом ГЭС – стабилизатор нагрузок на единую энергетическую сеть и значительный фактор обеспечения ее надежности.
4. Строительство водохранилищ ГЭС позволяет регулировать режимы разливов рек (яркий пример – строительство Асуанской плотины, когда за счет регулирования разливов и использования запасов водных ресурсов озера Насер было введено в оборот 800 000 га новых посевных земель), а также способствует улучшению режимов судоходства.
5. Малые ГЭС дают возможность автономного обеспечения энергией удаленных территорий.
6. ГАЭС позволяют удешевить стоимость электроэнергии в сети и балансировать пиковые нагрузки.
7. Длительные сроки эксплуатации ГЭС, при своевременных модернизациях исчисляемые столетиями.
Рис. 7.
Крупнейшее в мире водохранилище ГЭС «Оуэн-Фолс» на реке Нил в Уганде
Источник изображения: Domokdr.
Однако существует и множество недостатков ГЭС, связанных с экономическими факторами.
1. Высокая себестоимость строительства с большими сроками окупаемости в случае с крупными ГЭС. В большинстве случаев строительство больших ГЭС носит характер государственных инициатив, требует больших капитальных вложений, сложных проектировочных решений, а также взаимоувязки с государственными стратегиями развития экономического и социального развития сопредельных территорий.
2. Наибольший гидроресурсный потенциал сосредоточен в удаленных от центральной и промышленно развитой части страны, что накладывает существенные ограничения на целесообразность его использования.
3. Длительные сроки строительства – в некоторых случаях по нескольку десятилетий.
4. Выработка энергии на ГЭС резко колеблется в зависимости от водности года.
5. Засухи (которым, например, в России в последние годы все более подвержены многие речные системы) в перспективе могут существенно отразиться на эффективности использования ГЭС.
К негативным экологическим последствиям строительства ГЭС следует отнести следующие:
1. Затопление больших пространств при строительстве водохранилищ – эта проблема до сих пор остается до конца не решенной, несмотря на существование методов ограничения площади затопления путем строительства защитных сооружений, которые ограничивают площадь водохранилища и, как следствие, площадь затопляемой поверхности.
2. Эрозия береговой линии водохранилищ, переформирование берегов, дна, устьевых участков рек, впадающих в водохранилища, формирование баров.
3. Появление на акватории водохранилищ плавающей древесины вследствие береговой эрозии.
4. Изменение уровня грунтовых вод.
5. Изменение температурного режима водной массы и окружающей среды, повышенная влажность, появление интенсивных и продолжительных по времени туманов.
6. Дополнительные потери воды на испарение.
7. Изменение качественного состава воды в водохранилище.
8. Изменение структуры растительного и животного мира, в том числе нарушение условий нереста рыбы.
9. Опасность колебаний земной коры в связи с сооружением крупных плотин и водохранилищ.
10. Выделение парниковых газов. Считают, что ГЭС – углеродно-нейтральный производитель электроэнергии, но в реальности это не совсем так. Заиливание и гниение большого количества попадающей в воду древесины и иной органики приводит к выделению значительного количества парниковых газов, в первую очередь метана.
11. Зачастую вследствие нарушения уровня грунтовых вод и изменения режима испарения происходит заболачивание и засоление территорий ниже по течению плотины. Например, в Египте после строительства Асуанской плотины было затрачено более $5 млрд для частичной минимизации данных последствий путем сооружения дополнительных дренажных каналов общей площадью более 2 млн га.
12. Крайне сложный и дорогостоящий процесс вывода из эксплуатации.
Отрицательные социальные последствия строительства ГЭС можно сформулировать следующим образом:
1. Необходимость переселения населения с территорий, подверженных затоплению. Так, при строительстве Асуанской ГЭС пришлось переселить более 100 000 человек, а при возведении китайской ГЭС «Три ущелья» – около 1,24 млн.
2. Хотя считается, что в энергетике самые опасные последствия могут быть при авариях на АЭС, в реальности именно авария на ГЭС привела к гибели наибольшего числа людей: в 1975 г. прорыв плотины Баньцяо в Китае стал причиной смерти, по разным оценкам, от 171 000 до 230 000 человек (было уничтожено более 6 млн строений, погибло от 300 000 до 1 млн голов скота, затоплены огромные территории). В настоящее время в зоне непосредственной угрозы в случае прорыва плотин ГЭС в мире, по разным оценкам, проживает более 500 млн человек. Только в Египте, например, в случае прорыва Асуанской плотины в зоне возможного затопления окажется территория с населением более 50 млн человек.
3. Подверженность ГЭС на горных реках высокой сейсмической опасности.
4. В ряде случаев повышение эффективности использования водных ресурсов за счет регулирования режимов разливов приводит к увеличению количества пахотных земель, однако в большинстве случаев за счет больших площадей водохранилищ количество пахотной земли сокращается.
Важно отметить, что в последние годы наблюдается негативная тенденция в развитии гидроэнергетики. Несмотря на постоянный ввод новых мощностей, темпы прироста выработки энергии на ГЭС снижаются из-за глобального потепления и засух. Ярким примером служит 2021 г., тогда, хотя ввод мощностей достиг пикового значения в 35 ГВт (на 50 % выше, чем в среднем за предыдущие пять лет), мировая выработка гидроэлектроэнергии снизилась на 15 ТВт*ч (или на 0,4 %), до 4327 ТВт*ч. Это было вызвано постоянными засухами в таких гидроэнергетических странах-лидерах, как Бразилия, США, Турция, Китай, Индия и Канада, что привело к более низкому, чем обычно, использованию гидромощностей.
Будучи одним из мировых лидеров в области гидрогенерации, Россия одновременно является одной из стран, крайне мало использующих суммарный потенциал гидроресурсов. Доля гидроэнергетики в структуре установленной мощности ЕЭС России – 20,35 %. По совокупной мощности ГЭС – 52 ГВт – Россия уступает Китаю (370 ГВт), Бразилии (109,7 ГВт), США (102 ГВт) и Канаде (82 ГВт)[29] (см. рис. 8).
Рис. 8.
Установленные гидроэнергетические мощности в 2021 г., ГВт
Источник:https://www.hydropower.org/iha/discover-facts-about-hydropower.
При этом гидроэнергетический потенциал нашей страны превышает 800 млрд кВт*ч в год, из него освоена только 1/5 (см. рис. 9).
По данным ассоциации «Гидроэнергетика России»[30], в нашей стране действует 104 ГЭС и ГАЭС общей мощностью 52,3 ГВт и еще около 90 небольших (менее 10 МВт) ГЭС суммарной мощностью около 0,15 ГВт (см. рис. 10).
Рис. 9.
Использование гидроресурсов в странах мира по состоянию на 2021 г., ГВт
Источник:https://www.hydropower.org/iha/discover-facts-about-hydropower.
Рис. 10.
Установленная мощность крупнейших ГЭС РФ, МВт
Источник: Ассоциация «Гидроэнергетика России».
Следует отметить, что в настоящее время в России планируется гидроэнергетическое строительство объектов преимущественно малой генерации.
Одна из основных проблем развития гидроэнергетики в России – износ оборудования. Около 20,4 % мощностей ГЭС отработали более 50 лет. По данным Минэнерго России[31], средний износ гидрогенераторов и турбин составляет 32 %, общий уровень физического износа субъектов генерации по ПАО «РусГидро» равен 33 %.
В рамках Программы комплексной модернизации (ПКМ) гидроэнергетики[32], принятой ПАО «РусГидро» в 2011 г. и рассчитанной до 2025 г., осуществляется планомерная модернизация гидротехнических и гидроэнергетических объектов. Ее особенность заключается в ориентации на совершенствование генерирующих объектов как единых технологических систем, с заменой или реконструкцией основного и вспомогательного оборудования[33].
В 2022 г. в рамках ПКМ прошло обновление гидроагрегатов Рыбинской, Нижегородской, Чебоксарской, Воткинской, Саратовской, Волжской, Майнской, Эзминской и Угличской ГЭС. Дан старт строительно-монтажным работам по сооружению элегазового комплектного распределительного устройства (КРУЭ) 500 кВ на Волжской ГЭС, начата комплексная модернизация Чиркейской ГЭС, первым этапом которой станет реконструкция распределительного устройства станции.
По результатам реализации данной программы за 11 лет увеличение мощности гидрогенерирующих объектов «РусГидро» составило 580 МВт. Аналогичные результаты получены и в ходе модернизации гидроэнергетических объектов «ЕвроСибЭнерго». В совокупности успехи компаний «РусГидро» и «ЕвроСибЭнерго» за счет обновления оборудования равнозначны строительству гигаваттной ГЭС