ВИЭ государственной важности

Оценка аппетитов зелёной генерации

Теоретически вопрос продолжения поддержки ВИЭ-генерации не является срочным: «альтернативщики» получают деньги с энергорынка в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ) ВИЭ – строительство этих мощностей закончится только через пять лет. Но решение, вероятно, появится до конца года: регуляторы и власти заканчивают «делёжку» средств, высвобождающихся на энергорынке по мере завершения основной программы ДПМ, в рамках которой строились тепловые электростанции (ТЭС).

«Я думаю, что до конца этого года надо определиться всё-таки, как мы дальше будем двигаться по ВИЭ. Потому что сейчас, грубо говоря, делят пирог между модернизацией, которая тоже реальных денег стоит, между ВИЭ, поддержкой Дальнего Востока. И поскольку пирог единый, то надо определяться заранее. Можно было бы сказать, что мы в 2023 году, например, сядем и определим, как поддерживать, но к тому времени денег на ВИЭ уже не останется, учитывая то ограничение, которое задал президент, что инфляция не должна быть пробита», – пояснил предправления «Совета рынка» Максим Быстров.

Представители ВИЭ-сектора включились в борьбу за «высвобождающиеся» деньги потребителей ещё в прошлом году. Главным защитником их интересов выступило «Роснано», чьи структуры занимаются проектами в солнечной (совместно с «Реновой» Виктора Вексельберга), ветряной (совместно с финским Fortum) и мусорной (совместно с «Ростехом») энергетике. В октябре прошлого года топ-менеджеры госкорпорации предложили построить в рамках предлагаемого ДПМ ВИЭ 2.0 ещё 20 ГВт зелёной генерации. Стоимость программы топ-менеджеры «Роснано» озвучивать тогда не стали, но дали понять, что готовы претендовать на очень значительный объём (до 2/3) средств, высвобождающихся на рынке в период 2020–2035 годов. В феврале альтернативные генераторы предложили властям согласовать программу «ДПМ ВИЭ 2.0», предполагающую строительство к 2036 году ещё 19,8 ГВт ВЭС и СЭС стоимостью 2 трлн рублей. При этом с потребителей до 2050 года планировалось собрать 4,6 трлн рублей, из них более 3 трлн – после 2035 года.

В марте Минэнерго предложило из высвобождающихся от завершения традиционных ДПМ 3,5 трлн рублей выделить «альтернативщикам» 405 млрд рублей. Этих средств точно должно было хватить на строительство 5,2 ГВт зелёной генерации: с учётом 6,4 ГВт по программе ДПМ ВИЭ суммарный объём тогда достиг бы 11,6 ГВт, что соответствует плановому показателю Генсхемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года.

3 октября, выступая по «Российской энергетической неделе» глава «Роснано» Анатолий Чубайс заявил, что без продления программы отрасль деградирует. «Возникает реальная опасность, что проделанная работа пойдёт насмарку. Если (эта опасность – ред.) реализуется, после 2024 года всё помрёт», – сказал он.

При этом в ходе конференции «Совета рынка» сразу несколько делегатов в прениях высказали опасения, что запуском программы ДПМ ВИЭ 2.0 дело может не ограничиться: целеполагание поддержки ВИЭ за счёт потребителей до конца непонятно, нет никаких гарантий, что затем альтернативные генераторы не попросят о ДПМ ВИЭ 3.0, 4.0 и т.д. Запуская программу, необходимо прописать конкретные цели для альтернативных генераторов и жёстко следить за выполнением установленных показателей, несколько раз указывали в ходе конференции замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко, Максим Быстров, его заместитель Олег Баркин и другие выступающие. Пока зелёные генераторы говорят о целях слишком расплывчато и обосновывают необходимость продолжения поддержки ОРЭМ борьбой за экологичность, экспортными перспективами и другими факторами.

«Задача №1 – создание ВИЭ в России успешно реализована, задача №2 – реализация экспортного потенциала. Чтобы спортсмены больше подтягивались, нет смысла заставлять их бегать. Если мы хотим организовать экспорт, давайте смотреть как мы можем поддержать именно его», – заявил президент «Русэнергосбыта» Михаил Андронов, представлявший позицию потребителей.

Кстати:

Вице-премьер РФ Дмитрий Козак поручил оценить программу модернизации электростанций с учётом включения проектов производства оборудования для возобновляемой энергетики в нацпроект «Международная кооперация и экспорт в промышленности», сообщил журналистам 15 октября помощник вице-премьера Илья Джус.

Квоты распределены, результат не достигнут

Действующая программа ДПМ ВИЭ обойдётся потребителям ОРЭМ в 2,2 трлн рублей: строительство 5,5 ГВт зелёных мощностей (на конкурсах разыграно около 95% мощностей, основная невыборка квот по малым ГЭС) даст прирост в 19% (24 копейки на 1 кВт/ч) к конечной цене на энергию в 2024 году, на который придётся пик платежей по программе. За эти деньги можно было бы модернизировать 40 ГВт традиционных мощностей, посетовал в своей презентации Михаил Андронов. «Совет рынка» оценил объём платежей по ДПМ ВИЭ в 2014-2038 годах в 1,79 трлн рублей без учёта программы строительства мусоросжигательных заводов (ДПМ ТБО), указано в презентации Олега Баркина. ДПМ ВИЭ на пике обойдётся потребителям не более, чем в 3,3% конечной цены, до 2025 года вклад в темп роста цены не превысит 0,5 п.п., а затем начнёт снижаться, следует из презентации Vygon Consulting. При этом совокупный платёж потребителей в 2015-2040 годах оценён экспертами в 1,45 трлн рублей.

Анализ результатов ДПМ ВИЭ по заказу «Совета рынка» провёл Vygon Consulting совместно с НИУ ВШЭ и «Центром стратегических разработок». Плановый целевой показатель выработки ВИЭ в России в 2015 году должен был составить 2,5%: этого не произошло, «информация о результатах проведения мониторинга и предложенных мерах отсутствует». Исходя из текущих трендов не будет достигнут и рубеж в 4,5% выработки в 2024 году; к 2025 году показатель может составить лишь 1% (доля в энергобалансе – 2,2%), сообщил директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев.

Впрочем, эксперты всё же нашли позитивные моменты в поддержке альтернативной генерации. Благодаря ДПМ ВИЭ инвестиции в новые электростанции составили 600 млрд рублей, было создано 12 тыс. рабочих мест (расчёт проводился через «человеко-часы», уточнил Алексей Жихарев). Были созданы технологичные мощности по производству оборудования для зелёной энергетики – 1,3 ГВт в год, налоговые поступления достигли 320 млрд рублей, объём газа, сжигаемого на электростанциях, сократится на 3,2 млрд кубометров в год (1,9%), угля – на 260 тыс. тонн (0,25%).

Участники рынка не отрицают перспектив ВИЭ-генерации, но текущий уровень цен на её создание в России, несмотря на всю оказанную поддержку, остаётся неконкурентным. «Более чем за триллион рублей мы получили мощности с КИУМ (коэффициент использования установленной мощности – ред.) 14% по цене 31 рубль за 1 кВт/ч», – отметила председатель набсовета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина. Удельная стоимость производства электроэнергии (одноставочный тариф, LCOE) на объектах альтернативной генерации снизится с нынешних 24 рублей до 12 рублей к 2024 году, парировал г-н Жихарев. Потенциал снижения цен на энергию СЭС в 2030 году Vygon Consulting оценивает в 42% от нынешних уровней, ВЭС – в 19%.

«Совет рынка» прогнозирует достижение сетевого паритета по СЭС к 2023 году, по ВЭС к 2029 году, следует из презентации Олега Баркина. На том же слайде регулятор задаётся вопросом «Должна ли быть поддержка через перекрёстное субсидирование, если технологии могут развиваться самостоятельно на розничных рынках?».

Господдержка вместо денег потребителей

На конференции в Пятигорске Vygon Consulting представил анализ трёх сценариев программы ДПМ ВИЭ 2.0. Они предполагают строительство ещё 20 ГВт, 10 ГВт и 5,2 ГВт (последний вариант - доведение суммарного объёма ВИЭ-генерации в России до 11,6 ГВт, прописанных в Генсхеме).

При этом потенциал снижения LCOE существует только при двух первых вариантах: минимальная объём ДПМ ВИЭ 2.0 не приведёт к снижению цен из-за отсутствия эффекта масштаба, пояснил Алексей Жихарев.

В Пятигорске представители регуляторов не стали обсуждать объём поддержки ВИЭ в мегаваттах и перевели дискуссию в категорию денег. В целом участники рынка выступают против продления механизма ДПМ, но признают, что без средств ОРЭМ дальнейшее развитие ВИЭ крайне маловероятно. «Говорить о том, что программа ДМП ВИЭ 2.0 будет запущена без поддержки энергорынка в какой-либо форме, вряд ли возможно», – заявил Максим Быстров. Программа стала фактическим «хребтом» сектора, «потребители готовы в какой-то мере поддерживать программу в меньшем объёме», добавил предправления «Совета рынка».

Речь идёт примерно о 400 млрд рублей, которые потребители сэкономят в 2025-2040 годах в результате ожидаемого снижения цен «рынка на сутки вперёд» (РСВ). ВЭС и СЭС, введённые по программе ДМП ВИЭ, будут подавать на рынке ценопринимающие заявки, это снижает средний уровень цен на РСВ. Ежегодную экономию Vygon Consulting оценил примерно в 26 млрд рублей в год, эти средства могут быть реинвестированы в создание дополнительных зелёных мощностей. Впрочем, точная сумма пока не ясна – 400 млрд или меньше – станет более понятно после «выработки понимания механизма резервирования этих средств», уточняют в «Совете рынка».

Возврата сэкономленного потребителями на РСВ могло бы хватить на достройку ВИЭ до уровня Генсхемы. Самый «консервативный» сценарий, просчитанный Vygon Consulting, предусматривает такой вариант. Вложения по нему оцениваются примерно в ту же сумму – 415 млрд рублей. Но это лишь сумма инвестиций, для покрытия расходов с учётом доходности потребуется как минимум в два раза больше средств. Ещё 10 ГВт в текущих ценах на условиях действующей программы ДПМ ВИЭ обойдётся рынку в 336 млрд рублей в год, подсчитала младший аналитик группы суверенных рейтингов и прогнозирования АКРА Анна Михайлова.

Регулятор попытался увязать три сценария с запретом на рост цен на энергию выше уровня инфляции после 2022 года. Создание 20 ГВт ВИЭ за счёт энергорынка никак не укладывается в заданные параметры, а программа на 10 ГВт вписывается в ограничения «по самому краю», отметил в ходе представления презентации Олег Баркин. Впрочем, он оговорился, что в это расчёт еще не включены расходы на поддержание ГЭС, а также допрасходы потребителей в связи с реформированием сетевых тарифов.

Из 1,79 трлн рублей, которые покупатели ОРЭМ заплатят в рамках действующей программы ДПМ ВИЭ, на долю банковских процентов приходится 43%, ещё 17% составляют налоги на прибыль и имущество, говорится в материалах «Совета рынка». Большинство выступавших в прениях на конференции отмечали, что наиболее рациональным механизмом поддержки ВИЭ на текущем этапе должны стать меры господдержки, а не продолжение субсидирования сегмента за счёт ОРЭМ. Так, двукратное сокращение налоговой нагрузки на альтернативных генераторов снизит конечную цену их энергии на 10%. Ещё более перспективным путём может стать субсидирование процентных ставок по кредитам, однако, при этом сценарии расходы на поддержку «альтернативщиков» также фактически перекладываются на госбюджет.

Идею снижения стоимости капитала «горячо поддержал» председатель набсовета «Совета рынка», зампредправления «Роснано» Юрий Удальцов. «Иных механизмов кроме судсидирования ставок я не вижу. Пенсионные фонды работают с минимальной доходностью «ставка ОФЗ + 1%», под ВИЭ у них можно было бы занимать под «ставка ОФЗ + 2%», но это несущественно отличается от текущих ставок», – отметил Юрий Удальцов, комментируя предложение снизить стоимость капитала за счёт привлечения денег пенсионных фондов.

Еще одна форма поддержки, которую могло бы взять на себя государство, – стимулирование экспорта зелёных технологий, но здесь вопрос вновь упирается в целеполагание. «Если цель создать эффективные ВИЭ внутри страны нужно убирать требования по локализации, если цель – поддержка экспорта – нужен совсем иной подход», – заявил Максим Быстров. Надбавки на ОРЭМ убивают экспортный потенциал российской электроэнергетики: LCOE ВИЭ-генерации в соседнем Казахстане в условиях отсутствия локализационных требований уже достигает 4,9-6,4 рублей (при текущих российских 24 рублях по оценке Vygon Consulting – ред.), добавила Александра Панина. Необходимо установить экспортные цели, от достижения которых будет зависеть поддержка проектов ВИЭ на внутренних рынках, считают в «Совете рынка».

Кстати:

О казусах, которые могут возникнуть из-за массового строительства зелёной генерации на юге России уже в 2023 году, рассказал директор по энергорынкам «Системного оператора ЕЭС» (СО) Андрей Катаев. Для начала он сообщил, что 7 июля в Крыму был зафиксирован рекорд: в этот день выработка ВИЭ составила 20% потребления полуострова (51% собственной генерации; но при покрытии вечернего пика доля «альтернативки» оказалась менее 1%). Коэффициент сброса нагрузки ВЭС может составлять до 100% за 3 минуты, СЭС – до 93% за 19 минут, рассказал г-н Катаев и обратился к ситуации, которая может сложиться в объединённой энергосистеме (ОЭС) Юга уже в 2023 году.

По результатам распределения мощностей ДПМ ВИЭ в этом районе через пять лет должно быть построено около 3 ГВт: 2 207 МВт ВЭС, 675 МВт СЭС и 100 МВт ГЭС. Предполагается, что основная часть этой генерации появится в климатически наиболее благоприятных южных районах ОЭС Юга. При условии, что все заявленные мощности будут построены своевременно и в указанном районе, превышение объёма ВИЭ (2 555 МВт) над величиной аварийного небаланса, по подсчётам СО, составит 1 088 МВт. Проще говоря, этот объём ВИЭ-генерации не может быть покрыть перетоками внутри ЕЭС. Учитывая скорость сброса нагрузки, ситуацию не спасёт и наличие традиционных мощностей в «горячем резерве». Теоретически, выходом из ситуации могла бы стать оснащение СЭС и ВЭС накопителями, которые позволять продлять период сброса нагрузки, поддерживать частоту в сети и дадут время для включения в сеть иных генобъектов, отметил г-н Катаев. Но такой сценарий может катастрофически сказаться на рентабельности проектов.

У проблемы 2023 года в ОЭС Юга могут быть два решения: либо расшивка сетевой инфраструктуры, либо запрет на выдачу энергии в сеть тем зелёным станциям, выработка которых не может быть оперативно закрыта имеющимся перетоками. Подобный объём сетевого строительства выглядит колоссальным, так что единственным реальным вариантом выглядит запрет на включение станций в сеть, признают представители СО и «Совета рынка». Ситуация грозит ВИЭ-генераторам недополучением выручки, их необходимо информировать о рисках: пока у них ещё есть нештрафуемая возможность поменять регион размещения электростанции за год до начала строительства, пояснил Андрей Катаев.

ВИЭ-генераторов посылают на Дальний Восток

ВИЭ-генерацию необходимо развивать в изолированных энергорайонах, в первую очередь, на Дальнем Востоке, отмечают регуляторы. Потребность в электроэнергии здесь, чаще всего, закрывают предельно дорогие в эксплуатации дизель-генераторы, действующие тарифы делают проекты по их замене на ВИЭ-установки и комбинированные блоки вполне рентабельной. Для реализации этой возможности «Совет рынка» предлагает перейти к формированию тарифов по методу альткотельной, внедряемому сейчас в тепловом секторе. Гарантированный долгосрочный тарифа будет мотивировать инвесторов строить генерацию на основе ВИЭ.

«Существующая дизельная генерация дорогая – вот вам альтернативный дизель-тариф, условно. По аналогии с альткотельной. Если вы чуть-чуть дадите эффективность, чуть-чуть его готовы снизить, мы вам гарантируем этот тариф в течение 10 лет. Стройте. Отбивайте», – пояснил Максим Быстров.

На строительство ВИЭ-генерации в изолированных энергорайонах Дальнего Востока могут пойти деньги, собираемые с потребителей ОРЭМ в рамках так называемой дальневосточной надбавки. Первоначально механизм выравнивания тарифов в Дальневосточном федеральном округе (ДФО) до среднероссийского уровня вводился на три года (2017-2019 гг.). В рамках механизма с покупателей первой и второй ценовых зон ОРЭМ в 2017 году было 24 млрд рублей, в 2018 году – 35 млрд, на 2019 планируется собрать около 40-45 млрд рублей.

Впрочем, эффективность вливаний, которые по идеи должны были стимулировать инвестиции в ДФО, оказалась под вопросом. Из примерно 60 млрд рублей, собранных с потребителей, 11 млрд рублей пришлось на долю бюджетных учреждений, рассказывал 10 сентября на встрече с президентом Владимиром Путиным министр энергетики Александр Новак. Фактически эти средства шли на решение текущих задач, в том числе строительство школ и детских садов, никак не сказываясь на экономическом потенциале. Как подсчитали эксперты Vygon Consulting, только 13% субсидии (3,1 млрд рублей) в 2017 году пошло на снижение обоснованно высоких (7,3 – 100 рублей за 1 кВт/ч) тарифов в изолированных районах до 7,2 рублей за 1 кВт/ч (соответствует максимальной цене в ценовых зонах ОРЭМ). Основная часть средств пошла на снижение тарифов ниже уровня предельных цен в европейской части РФ: в 2017 году для потребителей 62 регионов, относящихся к ценовым зонам, цена за электроэнергию была выше, чем на Дальнем Востоке.

Несмотря на отсутствие энтузиазма у Минэнерго, в начале сентября решение о продлении «дальневосточной надбавки» (основным лоббистом которой выступал вице-премьер Юрий Трутнев) было принято у президента. Однако, г-н Новак оговорился, что Минэнерго поддерживает продление субсидирования энерготарифов ДФО до 2028 года с учётом повышения «эффективности и обеспечения адресности получателей средств с тем, чтобы действительно создать условия для развития бизнеса, для повышения конкурентоспособности наших предприятий». В ходе РЭН-2018 сразу два высокопоставленных источника подтвердили «Перетоку», что регуляторы сектора будут стремиться минимизировать допнагрузку на потребителей от «дальневосточной надбавки». Пока они лишь обсуждают критерии для отбора потребителей на Дальнем Востоке, которые смогут рассчитывать на скидку. Единственная категория, которая наверняка попадёт в список – это новые инвестпроекты, стартующие в регионе. Минимизировать объёмы надбавки могут и переговоры с крупнейшими общероссийскими компаниями, работающими, в том числе, в ДФО. Они оказываются в двусмысленной ситуации: имея право на скидку при потреблении на Дальнем Востоке, в ценовых зонах им придётся оплачивать эту же скидку. Речь идёт о таких компаниях как «Транснефть», РЖД, «Роснефть» и ряде других, пояснял один из собеседников «Перетока» на РЭН-2018.

Объёмы генерации в изолированных энергорайонах ДФО, которые могут быть заменены на комбинированные ВИЭ-блоки, участники конференции экспертно оценили в 600 МВт – 1 ГВт. Строительство за счёт дальневосточной надбавки (которую потребителям так или иначе придётся оплачивать) в теории может пропорционально сократить их расходы в рамках программы ДПМ ВИЭ 2.0. Однако, юридический механизм передачи денег от «дальневосточной надбавки» ВИЭ-инвесторам пока непонятен.

Кроме того, сами «альтернативщики» считают оценку потенциала завышенной: совокупный объём проектов на изолированных территориях не превышает 100 МВт, этого недостаточно для привлечения крупных инвесторов, передал 15 октября «Коммерсант» слова источника в отрасли. С ним не согласны в АРКА: весь объём генерации в изолированных системах составляет 10 ГВт, максимальный потенциал для замещения оценивается в 100-200 МВт в год, говорит Анна Михайлова. Минимальную цену 1 ГВт СЭС на Дальнем Востоке эксперт оценивает в сумму от 78,2 млрд рублей, строительство того же объёма ВЭС обойдётся чуть дешевле – 67,6 млрд рублей.

Зелёные сертификаты – механизм на перспективу

Потенциальным источником роста для ВИЭ-генераторов также могу стать розничные рынки: в настоящий момент тенденция к созданию распредсетей на основе микрогенерации отчётливо проявляется в ряде западных стран. Однако, быстрое разворачивание технологий здесь невозможно: с одной стороны, регуляторам необходимо внести значительные корректировки в законодательство о розничных рынках, с другой, альтернативные энергетики предпочитают работать на оптовом рынке и строить крупные ВЭС и СЭС, что пока представляется им более прибыльным.

Кстати:

15 октября стало известно, что правкомиссия по законопроектной деятельности одобрила изменения в федеральный закон «Об электроэнергетике», необходимые для развития «зелёной» микрогенерации.

Дополнительным источником финансирования ВИЭ в России в будущем также мог бы стать добровольный спрос, в пропаганде которого должны быть заинтересованы зелёные генераторы. Основным элементом системы являются «зелёные сертификаты» – документы, подтверждающие факт производства определённого объёма энергии на конкретном генобъекте ВИЭ. Они продаются потребителям и удостоверяют, что их продукция произведена с использованием возобновляемой энергии. В развитых странах такая маркировка позволяет производителям получать дополнительную выгоду, дороже продавая свою продукцию экологически сознательным согражданам. Интерес к зелёным сертификатам в уже проявляют такие крупные потребкомпании как IKEA, Unilever и т.д., подобный опыт был и у «Русала», рассказал в ходе конференции Максим Быстров.

«Есть компании с потреблением на уровне 1,5 млрд кВт/ч в год, которые проявляют интерес к теме зелёных сертификатов, но у нас пока весь объём ВИЭ-генерации не покрывает и шестой части такого потребления», – сообщил предправления «Совета рынка».

Кстати:

Международный производитель потребительских товаров повседневного спроса Unilever заключил соглашение с финским энергоконцерном Fortum о развитии использования «зелёной» энергии на своих предприятиях в России, сообщил 15 октября Fortum.

«Мы сможем реализовать систему добровольных сертификатов не ранее чем через пять лет. Пока мы не можем продавать алюминий с низким углеродным следом с каким-либо бонусом к цене», – рассказал в Пятигорске директор по работе с естественными монополиями «Русала» Максим Балашов.

Один из возможных путей формирования такого механизма – выдача зелёных сертификатов всем потребителям, платившим набавку энергорынка на финансирование ДПМ ВИЭ. «Идею стоит обдумать, вряд ли кто-то из потребителей откажется от такого бонуса. Но нужно трезво оценивать объёмы средств, которые реально собрать по программе зелёных сертификатов. Пока механизм выглядит финансово незначительным в абсолютных цифрах», – отметил г-н Быстров.

«Я фанат добровольного спроса, надо помогать. Но у нас слишком маленький внутренний рынок. Это вопрос более отдалённой перспективы», – добавил Юрий Удальцов. Вячеслав Кравченко также высказался в поддержку идеи: «Тему зелёных сертификатов надо начинать. Это хоть и маленький, но идеологически очень правильный рынок».