Банк России Банк России

Источники: Fortum и «Роснано» выиграли почти все оставшиеся квоты по ВИЭ

Финская Fortum в партнёрстве с «Роснано» за счёт ценового демпинга обыграла на отборе новых проектов зелёной энергетики почти всех конкурентов. По итогам отбора до 2023 года капзатраты на солнечную и ветровую энергетику упали почти на 50%, Fortum получила около 940 МВт, а стоимость строительства станций сложилась на уровне $1 тыс. за 1 кВт.

Острая конкуренция во время конкурсного отбора на строительство ветроэлектростанций (ВЭС) и солнечных электростанций (СЭС) на 2019–2023 годы привела к рекордному снижению предельных CAPEX, следует из перечня ценовых заявок, опубликованного 8 июня «Администратором торговой системы» (структура НП «Совет рынка»).

По правилам конкурсов ежегодно отбираются наиболее дешевые проекты возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Затем с инвесторами заключаются договоры на поставку мощности, которые гарантируют возврат инвестиций в течение 15 лет за счёт повышенных платежей потребителей оптового энергорынка. Система отборов с гарантией возврата вложений введена в 2011 году, и фактически на текущем конкурсе распределялись остатки мощностей. Новая система поддержки ВИЭ пока не определена: ключевые игроки сектора, в первую очередь «Роснано», настаивают на продолжении субсидий за счёт энергорынка, конкуренты, собственники тепловой генерации и потребители, – в основном против из-за высоких платежей для новых ВИЭ-проектов. Профильные ведомства, скорее, поддерживали позицию ТЭС и потребителей.

Как утверждают источники на рынке, в этом году практически всю квоту по ветровым электростанциям (ВЭС) выбрала финская Fortum в партнёрстве с «Роснано» (в 2017 году консорциум получил 1 ГВт, ещё 35 МВт ВЭС Fortum самостоятельно строила в Ульяновской области). Fortum получила 98,8 МВт из квоты в 100 МВт с вводом в 2019 году, 226,8 МВт из 229,94 МВт на 2021 год и 497,7 МВт из 500 МВт на 2023 год. Ещё 30 МВт досталось «ВетроОГК» (структура «Росатома», общий портфель ВИЭ-проектов – 970 МВт) – 10 МВт с вводом в 2019 году и 20 МВт в 2021 году. Итальянская Enel, также принимавшая участие в отборе, не стала сильно снижать уровень капзатрат и не смогла нарастить объём портфеля, полученный в прошлом году, – 291 МВт (технологический партнер Enel – Siemens Gamesa). Компании не комментируют данные до публикации официальных результатов.

По словам источника, знакомого с ходом конкурса по солнечным электростанциям (СЭС), сектор вообще не ожидал заявок от Fortum и не предлагал серьёзного спреда на снижение CAPEX. Воспользовавшись этим, финны максимально снизили капзатраты в заявках и получили 110 МВт (78 МВт в 2021 году, 32 МВт в 2022 году) из выставленных на отбор 150 МВт. Ещё 38,5 МВт в 2019 году, по данным «Коммерсанта», забрала «Хевел» (СП «Реновы» Виктора Вексельберга и «Роснано»). Выхода финнов на рынок солнечной генерации можно было ожидать: в ноябре 2017 года Fortum купила у «Хевел» три построенных СЭС мощностью 35 МВт, но при этом компания не заявляла официально о намерении участвовать в отборах по СЭС и предварительных переговоров о покупке солнечных панелей с игроками рынка не вела, отмечают источники. Ни одна из заявок второго по объёму портфеля солнечной генерации «Солар Системс» (принадлежит китайско-сингапурской Amur Sirius) не прошла отбор.

Теперь основной вопрос, возникающий у участников рынка, сможет ли Fortum завершить стройки при таком демпинге. Так, по одной из заявок по СЭС Fortum снизила CAPEX с 99 тыс. рублей за 1 кВт до 58,9 тыс. рублей, по ВЭС минимальная заявка финнов составила 59,33 тыс. рублей за 1 кВт против прежних 109,342 тыс. рублей за 1 кВт. Цена ВЭС в среднем по портфелю Fortum составила 67,7 млн рублей за 1 МВт, СЭС – 70,26 млн рублей за 1 МВт.

Глава Ассоциации предприятий солнечной энергетики Антон Усачёв считает, что с учётом всех инвестиций в локализацию оборудования (требуется по условиям отборов ВИЭ) оптимальной является заявка по солнечной генерации на уровне 80–85 тыс. рублей за 1 кВт, «всё, что меньше, – убыточно». Но другой собеседник говорит, что, даже несмотря на такое снижение цен, средний LCOE (приведенная стоимость 1 кВт/ч на весь срок работы станции с учётом всех затрат) у ВЭС составит около $70 за 1 МВт/ч, у СЭС – более $150 за 1 МВт/ч. Это, по его мнению, «гораздо привлекательнее цен на развивающихся рынках, а следовательно, инвестору будет обеспечена более высокая доходность, чем где-либо ещё в мире в аналогичных проектах».

Глава Российской ассоциации ветроиндустрии Игорь Брызгунов отмечает, что столь существенное снижение CAPEX по ветру может быть связано с позицией технологического партнёра, поставляющего турбины инвестору. «Если производитель убеждён в большой доле рынка, то может идти на снижение стоимости оборудования», – считает он. Неспособность «ВетроОГК» существенно снизить CAPEX г–н Брызгунов связывает с нерыночной спецификой ведения бизнеса госкомпанией.

Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» считает, что сложившийся уровень цен на зелёную генерацию приведет к «сдвигу в восприятии ВИЭ в РФ»: самый низкий CAPEX по ВЭС в РФ составил $930–1000 за 1 кВт против средних мировых цен $1212 за 1 кВт (данные Lazard), по СЭС в РФ $1 тыс. за 1 кВт при среднемировой цене $1375 за 1 кВт. Аналитик добавляет, что по результатам отбора ВИЭ сравнялись со стоимостью строительства традиционной генерации в России: $1,8 тыс. за 1 кВт угольных ТЭС и $800 за 1 кВт газовой ТЭС, «при этом КИУМ ВЭС – 27–30% несильно ниже среднего КИУМ по стране на уровне 46%».

Коммерсант