«Мы должны действовать аккуратно, а не уходить в тотальное самопроизводство»

– Как вы в целом оцениваете результаты второго отбора программы ДПМ ВИЭ 2.0, который завершился в апреле?

– На мой взгляд, та конкуренция, которая в итоге сложилась в рамках тендера, показывает интерес инвесторов к сектору ВИЭ и вообще к энергетическому сектору в России. Конкуренция была не номинальная, а абсолютно реальная. Мы видим, что в каждом из секторов – и в солнечной, и в ветровой генерации – снижение ценовых заявок составило около 30%. Благодаря снижению цен у нас суммарно отобралось на 325 МВт больше, чем планировалось: 236 МВт СЭС и около 89 МВт ВЭС. То есть участники рынка имеют возможность увеличить объём строительства, тем самым повысить эффективность своих проектов. Это ещё раз подтверждает эффективность концептуального подхода второй программы поддержки зелёной генерации, когда предметом отбора становятся не мегаватты, а деньги (объём поддержки).

– После оглашения результатов по СЭС ряд наблюдателей заговорили о «китайской угрозе» в сегменте. Насколько, на ваш взгляд, уместна такая постановка вопроса?

– Около двух третей объёма (776 МВт из 1086,5 МВт – ред.) по СЭС взял «ЮнигринПауэр» (принадлежит «Реал менеджмент» Михаила Сиволдаева (эта же структура владеет 54% в «Хевеле») – ред.); оставшиеся 310,5 МВт – компания «Солар Системс» (российская компания, изначально созданная при участии китайской AmurSirius, которая впоследствии вышла из капитала) или организации, которые с ней аффилированы («Солар Ритейл» и «Солар Ульяновск» – ред.). Да, в структурах, аффилированных с «Солар Системс», присутствуют граждане КНР, но, насколько я знаю, какой-либо связи с китайскими корпорациями сейчас нет.

В такой постановке вопроса подразумевается, что наличие каких-то китайских участников – это плохо. У меня здесь другое мнение. Мне кажется, что в части ключевых показателей эффективности по развитию национальной экономики у нас не случилось отказа от иностранных инвестиций, напротив, это один из важнейших индикаторов. Минэкономразвития РФ в своих базовых документах сохраняет показатель по объёму прямых иностранных инвестиций, которые мы должны привлекать в российскую экономику. И в принципе ни одна развитая национальная экономика не может существовать без иностранных инвестиций на 100% изолированно. Если инвесторы из дружественных стран продолжают проявлять интерес к проектам, реализуемым в России, – это хорошо.

– В этой связи в секторе сейчас есть два подхода, особо горячие споры идут вокруг ВЭС. Глава «НоваВинда» (ветродивизион «Росатома») Григорий Назаров ранее говорил, что сейчас компания использует около 10% импортных компонентов и не намерена отказываться от этой практики, потому как их локализация в России с учётом объёмов рынка экономически нецелесообразна. Глава РАВИ, депутат Госдумы Сергей Морозов, напротив, предлагает выкупить у Китая технологию производства ветроустановок и перейти на исключительно российское производство оборудования. Какой из подходов вы считаете более рациональным?

– Вопрос комплексный. Всё зависит от того, на каком горизонте мы принимаем решение и какую задачу мы ставим сейчас. Говорить о том, что у нас может быстро появиться какое-то своё, без партнёрства и трансфера технологий решение (условно – национальная турбина), не совсем осмотрительно. По крайней мере, я лично таких утверждений делать не готов.

А вот создать СП с крупным участником ВИЭ-рынка, реализовать проект, включающий трансфер технологий, передачу компетенций, обучение сотрудников и локализацию производства ключевых компонентов, вполне реально. Такие примеры на рынке есть, один из них – тот же «НоваВинд». До сегодняшнего дня не стоял вопрос стопроцентного отказа от импорта каких-либо отдельных элементов того или иного ключевого оборудования ВЭС и СЭС. Есть утверждённые правительством требования по локализации, которые подразумевают выполнение целевых показателей. Сейчас требования по локализации ставятся по сложной балльной системе, но их возможно перевести и в проценты. Согласно текущим правилам инвестор может сам выбирать, какие элементы ему выгоднее производить здесь, а какие – импортировать, главное, чтобы в конечном итоге его проект соответствовал требованиям и получил соответствующее подтверждение в Минпромторге.

Более того, ранее мы смотрели на программу локализации в том числе как на возможность встраивания производств, построенных в России специально под программу ДПМ, в мировые цепочки поставок. Тем самым глобальные игроки могли бы реализовывать свои ВИЭ-проекты с использованием компонентов, производимых на территории РФ. Сейчас тема с европейскими игроками ушла из повестки. Но при этом вопрос экспорта оборудования стоит очень остро. Это требование в программе ДМП ВИЭ 2.0 есть, его никто не отменял. Для получения полной оплаты по ДПМ все участники отборов подтверждают готовность экспортировать определённый объём оборудования или услуг.

Одновременно потенциальные покупатели нашего оборудования как минимум должны быть осведомлены о его эффективности. Значит, они должны видеть, как оно успешно и безопасно эксплуатируется. Поэтому, если речь о ближайшей перспективе, мы не говорим о создании чего-то совсем нового, полностью национального. Разработка, обкатка и опыт промэксплуатации потребуют времени. При таком сценарии мы не сможем выполнить требования по экспорту, которые начнут действовать, например по ветру, с 2026 года.

Здесь важно держать баланс. Безусловно, мы должны ориентироваться на способность и возможность производства в России ключевых компонентов, наличия экспертизы и компетенции по проектированию и эксплуатации. Как мне кажется, не совсем верно ставить задачу стопроцентного импортозамещения, когда на территории России должны производиться абсолютно все компоненты – от лопастей до последнего винтика. На мой взгляд, возможно выстроить устойчивый к внешним угрозам промышленный кластер, функционирующий в сбалансированном режиме международной кооперации.

– Г-н Морозов предлагает выкупить у тех же китайцев ВЭУ на 8 МВт и полностью локализовать её производство в России. При этом в КНР уже начинают производить ветроустановки на 12 МВт, на 18 МВт. Есть ли смысл в такой покупке, если технологии развиваются достаточно быстро?

– Это, наверное, как раз тот случай, когда размеры имеют не самое важное значение. Действительно, для больших проектов на сотни мегаватт эффективнее брать ВЭУ большой единичной мощности, турбины класса «10 МВт +» на рынке уже есть. Но при этом никто не говорит о том, что мы должны отказаться от ветряков меньшей мощности. У нас есть розничный рынок, где размер проектов ограничен 25 мегаваттами, проекты в удалённых и труднодоступных районах, где ВИЭ экономически эффективны из-за дороговизны привозного топлива, но требуется всего 1–3 МВт генерации. В принципе есть территории, куда с учётом логистических трудностей доставить и смонтировать большую ВЭУ в принципе невозможно.

Другой аспект – выкуп проектной документации ВЭУ. Вероятно, должен быть какой-то производитель, готовый продать технологию, открыть всю документацию. Но у меня информации о наличии такого поставщика нет. Мы знаем о том, что существуют конструкторские бюро, которые готовы спроектировать любую установку. Но опять-таки повторюсь: это задачка не на год и не на два, особенно с учётом необходимости опыта эксплуатации для решения экспортной задачи. Заставить потенциальных покупателей за рубежом поверить, что это будет работать, не демонстрируя реального опыта работы ВИЭ-установок, практически невозможно.

И ещё один момент. Эффективность любого производства компонентов зависит от наличия рынка. Его объём – ключевой показатель, который формирует основы для формирования долгосрочных программ локализации конкретного компонента на территории той или иной страны. Если мы говорим, что у нас в России есть рынок, предположим, 10 ГВт в год, то это одна история. Она кардинально отличается от текущей ситуации, когда наш внутренний потенциал не превышает 500 МВт: около 400 МВт на оптовом рынке с учётом «уторговки» на конкурсах плюс розница, изолированные территории, проекты промпотребителей. С таким ограниченным рынком разговоры о том, что абсолютно все компоненты можно произвести в России, точно будут сомнительными. Даже посмотрев на смежные секторы, мы понимаем, что электронику высокого уровня эффективно производить там, где объёмы рынка в сотни или в тысячи раз больше.

Мы должны делать локализацию эффективно с точки зрения экономики и безопасно с точки зрения подхода к эксплуатации. Если мы понимаем, что у нас есть элементы, без которых весь ветропарк не будет работать, то мы должны приложить максимум усилий, чтобы производить их в России. Но, повторюсь, с учётом того, что мы сейчас формируем новый подход к определению наших ключевых партнёров – я имею в виду внешнеторговых технологических партнёров, – мы должны действовать аккуратно, учитывать экспортные перспективы, а не уходить в тотальное самопроизводство. Тем более что амбициозные программы ВИЭ уже есть в Узбекистане и Казахстане, формируются рынки в Азербайджане, Армении и Белоруссии, так что речь идёт о проектах в соседних дружественных странах на десятки и, возможно, сотни гигаватт, мы просто обязаны в них поучаствовать, и это возможно при правильной кооперации.

– Как вы охарактеризуете ценовые различия между первым и вторым отбором ДПМ ВИЭ 2.0. На конкурсе в 2021 году самую низкую цену показали ВЭС «Фортума» (минимальные ставки 1,7–1,8 рубля за 1 кВт•ч), но впоследствии отказались от трети самых дешёвых проектов. В апреле ставки ощутимо выросли и превысили 5,5 рубля.

– Во-первых, я всегда всех призываю оперировать правильными цифрами. В отчётах они выглядят красиво, но многие забывают учитывать, что цены 2021 года и 2023 года – это разные показатели, так как они индексируются на уровень инфляции. За эти два года официальная инфляция превысила 20%: было 2 с небольшим рубля (минимальные цены проектов, от которых не отказались инвесторы – ред.), а сегодня это 2,5 рубля за 1 кВт•ч выработки. То есть если сравнивать цифры «в лоб», то можно делать громкие заголовки о примерно трёхкратном росте цен. Но если углубиться в детали, то ценовая разница между средневзвешенными результатами первого и второго отбора будет не столь значительна – не более 25%.

Если цена определилась на рынке в результате конкуренции (а она была), то мы априори её считаем рыночной. Это первый посыл. Второе, если говорить о причинах роста ценовых заявок, даже с учётом приведения к сопоставимым ценам, то важно понимать, что в 2021 году участники сектора по понятным причинам были более оптимистичны. За прошлый год у нас существенно поменялась экономика в целом, с учётом всех рисков, в том числе стоимости и доступности капитала, удорожания сырья и компонентов на мировом рынке, логистики и т. д. 2021 и 2023 год сопоставлять нельзя, это как сравнивать вкусное и пушистое. Так что тот рост в заявках 2023 года, который в среднем составил около 25%, и объясняется перечисленными абсолютно объективными факторами.

– «Евросибэнерго» жалуется, что у них проекты КОММод подорожали на 342%. У вас в секторе не такая динамика?

– Нет, такой динамики в ВИЭ-секторе нет. В прошлом году мы проделывали это математическое упражнение. Получилось, что у нас проекты в зависимости от технологий реально подорожали на 25–29%.

– В прошлом году федеральные власти ввели мораторий на проведение региональных конкурсов ВИЭ-проектов, энергия которых выкупается по повышенному тарифу для компенсации потерь в сетях. Он продолжает действовать?

– Да, в 2022 году под мораторий попали все конкурсы: и на оптовом, и на розничном рынках. В этом году региональные конкурсы пока не проводились, они отодвинуты на ноябрь. У регионов больше нет права выбора, в какой конкретно месяц проводить отбор: действует постановление правительства, в рамках которого во всех субъектах конкурсы должны проводиться одновременно. Сейчас мы ведём работу по актуализации нормативно-правовой базы в части новых отборов. Пытаемся её привести в соответствие с теми нормами, которые установлены в рамках ДПМ, чтобы была некая синхронизация этих двух программ поддержки. Надеемся, что эти инициативы будут реализованы и осенью часть территорий эти отборы проведёт. Но опять-таки отмечу, что пока проведение конкурсов – это добровольное право регионов. Мы считаем, что наравне с целевым показателем по доле ВИЭ в страновом энергобалансе должны устанавливаться и региональные, это обеспечит больше стимулов для декарбонизации региональных экономик.

– Часть региональных конкурсов прошла в первой половине прошлого года. Насколько реалистична реализация отобранных на них проектов?

– Вообще, все проекты пока реализуются, публичных отказов не было. Но на розничном рынке также актуален вопрос дополнительной отсрочки. На оптовом рынке отсрочка была предоставлена: на 24 или 36 месяцев, как в случае с малыми ГЭС. На розничном рынке пока, к сожалению, такой подход не реализован, но принципиально он согласован нами с Минэнерго. Надеемся, что в рамках доработки нормативно-правовой базы для розничного рынка такое право будет предоставлено.

– На фоне ужесточившихся санкций промышленность испытывает трудности с проектами собственной традиционной генерации, в частности «Сибур» не смог достроить ПГУ-250 из-за ухода Siemens. В этой связи вы ждёте повышения интереса к ВИЭ как источнику промгенерации?

– Практически все промышленные компании – крупные потребители электроэнергии очень детально рассматривают возможность реализации проектов строительства собственных ВИЭ-объектов. На мой взгляд, этот интерес – очень серьёзный, и в ближайшее время мы точно увидим подобные проекты. Причём речь будет идти не о сотнях киловатт на крышах цехов, а о более масштабных решениях. Кроме того, цена 1 кВт•ч для потребителей в рознице уже сейчас делает проекты строительства ВЭС и СЭС привлекательными. И, конечно, для удалённых территорий, где нет газовой инфраструктуры, ВИЭ-объекты тоже очень конкурентоспособны.

– В прошлом году для отечественной промышленности в значительной мере оказался закрыт европейский рынок. Не секрет, что трансграничное углеродное регулирование, внедряемое в ЕС, было значимым стимулом для российских экспортёров при переходе на зелёные источники энергии. Насколько существенно это затормозит процесс внутри России?

– Углеродное регулирование в любом случае везде развивается по одному и тому же треку. И ужесточения будут везде, в том числе в Азии, куда в основном переориентируется наш экспорт. Пока есть разница в цене тонны выбросов CO2 в Китае и в Европе: в наиболее агрессивных с точки зрения озеленения странах, таких как Швеция, это более €120, в КНР – менее €10. Но движение к сближению уже наметилось, и тренд устойчивый. Всё равно все будут двигаться в направлении ужесточения углеродного регулирования. Безусловно, это является дополнительным стимулом для развития безуглеродной энергетики в России.

Скажу больше. Те компании, которые имеют достаточно высокую культуру инвестиционного и стратегического планирования, уже давно реализовали подход внутри своих корпораций, в рамках которого при сравнении инвестиционных проектов используются внутренние индикативные корпоративные цены на СО2. Зачастую это работает и в России, хотя у нас пока нет каких-либо платежей за выбросы. Продвинутые компании, принимая инвестиционные решения, учитывают этот показатель для того, чтобы их проекты были устойчивы на долгосрочном горизонте. И зачастую закладываемая ими цена уже сейчас приближается к €30 за тонну СО2. Уверен, что в России углеродное регулирование будет развиваться. И Сахалинский эксперимент будет распространяться на всё большее количество регионов. Такой эксперимент – абсолютно правильный шаг, так как он позволяет обкатать процедуры по ключевым направлениям: подготовки отчётности, реализации климатических проектов, учёта и оборота углеродных единиц, установления квот и пр. Другой вопрос, что, возможно, мы не слишком активны в этом направлении и двигаться можно было бы и быстрее. Но в целом направление правильное.

– Как развивается ситуация в сегменте микрогенерации на фоне отмены льготного техприсоединения (ТП) за 550 рублей? Как изменились цены на малые установки, которые покупает население?

– Ценник, естественно, изменился, это объективный фактор. Но и тарифы на энергию из сети выросли. Но ситуация с отменой льготного ТП, по нашим оценкам, влияет на микрогенерацию сильнее. Даже если оборудование подорожало на 20–25%, то цена техприса – это более значительная величина, серьёзная прибавка к цене даже для объектов мощностью до 15 кВт. Мы слышали от Минэнерго и от «Россетей», что они сделают особый акцент на микрогенерации и постараются, чтобы для тех потребителей, у которых сейчас ТП оформлено правильно, добавление объекта микрогенерации не приводило к необходимости какого-то повторного оформления. Чтобы процедура ограничивалась «бумажным» оформлением. Но я не уверен, что это будет в полном объёме реализовано. Пока мы слышим от разных потребителей, что необходимость оплачивать техприсоединение по новым расценкам есть. Поэтому это более негативный фактор для миркогенерации, чем рост цен.

– «Системный оператор ЕЭС» регулярно информирует об ограничениях на выдачу мощности ВИЭ-станций в ОЭС Юга. В прошлом году сообщалось о 42 таких случаях. Как вы оцениваете эту ситуацию?

– Мы не оцениваем ситуацию как драматичную. В году 8760 часов, ограничения на выдачу мощности наблюдались на протяжении примерно 40 из них. Не думаю, что это тот вопрос, который должен ставить точку или жирный знак вопроса в развитии того или иного сегмента энергетики. У нас между тем и потребление растёт достаточно серьёзно. Поэтому, например, в первом квартале этого года ограничений на выдачу мощности ВИЭ вообще не было.

Впрочем, мы продолжаем двигаться по пути совершенствования системы, в том числе в части диспетчеризации. У нас функционирует совместная рабочая группа с «Системным оператором», в рамках которой мы решаем вопросы повышения эффективности интеграции ВИЭ в энергосистему. В случае реализации всех обсуждаемых наработок на перспективу следующих 10–20 лет мы сможем минимизировать количество часов ограничений и уйти от этой проблематики вовсе. ВИЭ часто ругают за непрогнозируемость выработки, но во всём мире они очень хорошо прогнозируются. В этом мы здесь точно пока отстаём. Сейчас мы ведём разговор с Минэнерго, «Системным оператором» и Росгидрометом о выстраивании национальной системы прогнозирования метеопараметров для корректного прогнозирования работы ВИЭ-генерации. Это очень важное направление, и хочется надеяться, что оно не будет недооценено государством, особенно учитывая достаточно амбициозные цели «Стратегии низкоуглеродного развития» в части увеличения мощности ВИЭ в российской энергосистеме почти в 20 раз на горизонте до 2050 года.

– ДПМ ВИЭ 3.0 за горизонтом 2035 года обсуждается?

– Нет, его мы точно пока не обсуждали. Движемся в парадигме того, что, как было объявлено, в 2035 году мы должны прийти к совершенно иной модели нашего рынка. Возможно, либо с иным подходом к проведению конкурентного отбора мощности, который будет учитывать большее количество параметров, по которым отбирается оборудование, либо вообще к одноставочной цене, либо к каким-то технологически нейтральным конкурсным отборам. Проработка таких сценариев идёт и на базе Минэнерго, и на базе «Совета рынка». ДПМ ВИЭ 3.0 не обсуждается, есть разговор о повышении эффективности рынка в целом и путях ухода от сегментарных программ поддержки. Но здесь важно понимать, что если у нас вдруг в той самой целевой картинке 2035 года с ДПМ останется какой-то один вид генерации или технология, а остальных заставят жить исключительно в логике РСВ, то это существенно исказит картинку и сделает ряд технологий неконкурентными. Если Минэнерго говорит о том, что к 2035 году необходимо отказаться от каких-либо программ поддержки через ОРЭМ, то это нужно делать синхронно для всех сегментов.

Материал подготовлен в рамках совместного проекта портала «Переток» и журнала «Энергия без границ»

29 июня 2023 в 18:35