Борьба стихий за деньги потребителей

Минэкономразвития неожиданно поддержало аппетиты ВИЭ-сектора

МЭР предлагает поддержать новую программу ДПМ ВИЭ в объёме не менее 10 ГВт до 2035 года, говорится в письме замглавы МЭР Михаила Расстригина в Минэнерго и аппарат правительства, сообщил 12 июля «Коммерсант». Продление механизма на 2025-2035 годы может обойтись оптовому энергорынку в 0,9 трлн рублей до 2050 года (в ценах 2019 года), подсчитали в министерстве. МЭР предлагает внести в отборы некоторые изменения, в частности, ранжировать проекты не по капзатратам, а по одноставочной цене (LCOE), ежегодно снижать «потолок» тарифа, обязать инвесторов поставлять часть оборудования на экспорт, введя понижающие коэффициенты к плате за мощность при невыполнении нормы. В министерстве полагают, что такой «подход позволит сформировать обоснованные цены ВИЭ за счёт конкурентных механизмов, в связи с чем ужесточение требований по локализации, которое может привести к ограничению конкуренции, для объектов ВИЭ нецелесообразно».

Такое предложение идёт вразрез с позицией ключевых регуляторов сектора, в частности, «Совета рынка», «Системного оператора» и Минэнерго, которые, соглашаясь с необходимостью дальнейшей поддержки ВИЭ-сектора, предлагают снижать нагрузку на потребителей ОРЭМ за счёт перехода к иным, «бюджетным» формам помощи: экспортным преференциям, льготному кредитованию, стимулированию добровольного спроса на энергию и пр. Теперь же МЭР предлагает обязать покупателей энергии профинансировать весь объём новой программы – 10 ГВт – по прежней схеме.

Мотивируя свою новую позицию МЭР, в частности указало, что LCOE солнечных (СЭС) и ветряных электростанций (ВЭС) по результатам последнего отбора сложились на уровне 6,81 рубля за кВт/ч и 5,65 рубля соответственно, снизившись с 2015 года на 52-54%. При этом среднемировые значения LCOE составляю 3,49 рубля и 3,09 рубля за 1 кВт/ч. В таких условиях сектор не сможет развиваться без допподдержки по аналогии с первой программой ДПМ ВИЭ, считают в МЭР.

Снижение цен удешевляет ВИЭ-генерацию для потребителей ОРЭМ, отмечают в министерстве Максима Орешкина: если первая программа ДПМ ВИЭ объёмом 5,4 ГВт обойдётся покупателям энергии до 2050 года в 1,1 трлн рублей, то по второй предполагается построить уже 10 ГВт за 0,9 трлн рублей. Ранее «Совет рынка» оценивал расходы потребителей по первой программе в 1,8 трлн рублей в 2014-2038 годах. По расчётам Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», которые привёл «Коммерсант», новые ДПМ ВИЭ в сценарии МЭР повысят конечные цены для потребителей на 2–2,5%.

Предложения МЭР не предполагают «этапности» в программе, о которой ранее ранее говорили в секторе. По различным оценкам, «зелёная» генерация может достигнуть сетевого паритета (равенства по цене с традиционной генерацией) в 2025 – 2033 годах. В министерстве экономического развития полагают, что это произойдёт только к концу программы в 2035 году.

Гидрогенераторы просят 3 ГВт

МЭР направило письмо в правительство в рамках подготовки совещания о дальнейшей поддержке ВИЭ у профильного вице-премьера Дмитрия Козака. Обсуждение назначено на следующую неделю, сообщил «Коммерсант» со ссылкой на аппарат правительства.

Возможно этим объясняется оперативная реакция гидроэнергетиков, также претендующих на участие во втором этапе программы ДПМ ВИЭ. Днем 12 июля РИА «Новости» сообщили, что накануне в Москве прошло первое отраслевое собрание компаний и организаций гидроэнергетического сектора России. На нём «представители энергетических, энергомашиностроительных и инжиниринговых компаний, а также ассоциация «Гидроэнергетика России» сформулировали и направили в правительство РФ консолидированную позицию по вопросам необходимости поддержки развития гидроэнергетики до 2035 года». Гидрогенераторы попросили кабмин забронировать в новой программе ДПМ ВИЭ 3 ГВт для ГЭС и отменить для этих электростанций ограничение по максимальной мощности (сейчас не более 25 МВт). Предложение поддержали, в частности, «РусГидро», En+ Group, «Силовые машины» и EcoEnergy.

«Собрание единогласно выступило категорически против исключения ГЭС из действующих мер поддержки ВИЭ, за включение квот на гидрогенерацию в новом цикле конкурсных отборов со вводом объектом в 2025-2035 годах в объёме не менее 3 ГВт, и за отмену при отборе инвестиционных проектов искусственного ограничения в предельной мощности новых ГЭС», – говорилось в релизе по итогам отраслевого собрания.

Вопрос сохранения квоты ГЭС возник из-за недостаточного интереса инвесторов к этим объектам. Из 5,4 ГВт под ВЭС «в первой волне» ДПМ ВИЭ было забронировано 3,28 ГВт, под СЭС – 1,76 ГВт, под малые ГЭС – почти 390 МВт. Квоты по ВЭС и СЭС на конкурсах были распределены практически полностью, а интерес в МГЭС оказался недостаточным – более 220 МВт остались не востребованы.

В сообщении отраслевого собрания отмечено, что ГЭС требуют долгой проработки, что «могло создать неверное впечатление низкой востребованности гидроэнергетических проектов». В последние годы компании-участники собрания провели исследования, определили перспективные створы, разработали технико-экономические обоснования проектов малых и больших ГЭС, а также гидроаккумулирующих электростанций, поясняется в релизе.

Гидроэнергетики предлагают отказаться от мощностных ограничений, так как это влияет на экономическую рентабельность проектов: инвесторы могли бы строить более крупные ГЭС, но вынуждены ограничивать мощность для попадания под условия программы, пояснил «Перетоку» представитель EcoEnergy, выступившей инициатором отраслевого собрания. Гидрогенераторы предлагают ввести градацию проектов по мощности (например, до 5 МВт, до 25 МВт, до 50 МВт и т.д.) и, при сохранении отбора по капвложениям, рассчитать «потолок» затрат для каждой группы. Вопрос градации будет обсуждаться гидроэнергетиками на следующей неделе, отметил представитель EcoEnergy, добавив, что собственный проект EcoEnergy укладывается в текущий ценовой «потолок» для МГЭС. Основной проект компании – Самурский энергетический кластер – предполагает строительство 300 МВт МГЭС.

Регуляторы не настаивают на исключении гидрогенерации из числа участников ДПМ ВИЭ, вопрос возник из-за невостребованности этих объектов, подтвердили РИА «Новости» в «Совете рынка».

«Вопрос о включении квот для гидрогенерации в программу поддержки ВИЭ после 2024 года не обсуждался в первую очередь из-за низкого спроса на объёмы... Вместе с тем, понимая важное место гидроэнергетики в обеспечении устойчивого функционирования энергосистем, исполнительный аппарат ассоциации не исключает возможность сохранения малых ГЭС в конкурсных отборах ВИЭ на 2025 год и далее», – заявили в регуляторе.

В «Совете рынка» считают, что если кабмин решит поддерживать проекты ГЭС, «вне зависимости от принятого уровня предельной установленной мощности необходимо будет рассматривать гидрогенерацию отдельно от проектов СЭС и ВЭС, чтобы максимально учесть её особенности». В Минэнерго ограничились пояснением, что министерство не выходило с инициативой об исключении ГЭС из действующих мер поддержки «зелёной» энергетики.

ВИЭ-генераторы дополнительной конкуренции не рады. ГЭС мощностью свыше 25 МВт не являются по своей сути «зелёными», так как при их сооружении оказывается значительное влияние на экологию, в частности, меняются естественные русла рек, указывают инвесторы в ВЭС и СЭС.

Математическая задача для вице-премьера

Примерную суммарную стоимость проектов ГЭС, которые предлагается включить в программу при её продлении, представитель собрания гидроэнергетиков назвать не смог. Исходя из потолка капзатрат, установленных для МГЭС в действующей программе ДПМ ВИЭ (182 тыс. рублей за 1 кВт), 3 ГВт МГЭС могут стоить до 546 млрд рублей. «Дочка» «Евросибэнерго» забрала единственную разыгранную в 2019 году квоту МГЭС за 176 тыс. рублей за 1 кВт, пообещав построить 8,1 МВт в Карелии к декабрю 2022 года. Капзатраты по каждому проекту гидростанции существенно отличаются из-за индивидуальных особенностей, многое зависит от мощности и специфики конкретного створа: средняя «вилка» составляет от $1,3 тыс. до $8,5 тыс. за 1 кВт, отмечают эксперты рынка. При условной средней цене в $2,3 тыс. (около 150 тыс. рублей) за 1 кВт стоимость проектов на 3 ГВт составит 450 млрд рублей. Это половина средств потребителей, которые МЭР предлагает перенаправить на поддержку ВИЭ до 2050 года, но без учёта доходности на вложенный капитал.

Властям крайне сложно будет вписать желания всех участников рынка в имеющийся «бюджет». Источником возврата инвестиций в рамках нового этапа ДПМ ВИЭ станут так называемые высвобождающиеся средства – деньги, «остающиеся невостребованными» на энергорынке по мере завершения платежей по первой программе ДПМ ТЭС. Предварительно их объём оценивался в 3,5 трлн рублей в 2021-2035 годах - сохранение допнагрузки на потребителей в этих пределах позволит выполнить поручение президента РФ Владимира Путина и не допустить роста цен на энергию выше уровня инфляции после 2021 года. Из этих средств 1,9 трлн рублей уже забронированы под программу модернизацию ТЭС, ещё 786 млрд рублей пойдут на 20-процентное повышение цен конкурентного отбора мощности (КОМ). Заложенные по программе модернизации расчёты максимальны и на практике могут оказаться ниже, но пока регуляторы не уверены, что экономия будет.

Таким образом, из 3,5 трлн рублей «в наличии» есть лишь 814 млрд. Из этих средств планировалось финансировать не только ВИЭ, но и программу ДПМ АЭС, на продление которой атомщикам собирались выделить 950 млрд рублей, говорил в апреле прошлого года глава Минэнерго Александр Новак. Расходы покупателей ОРЭМ на ВИЭ он оценивал тогда в 405 млрд рублей, но стоимость программы модернизации в тот момент составляла лишь 1,3 трлн рублей.

Определяя доли «в пироге» «высвобождающихся средств» регуляторы исходили из посыла о сокращении нагрузки на оптовый рынок при поддержке ВИЭ. Предлагая государству предоставить ВИЭ-сектору экспортные преференции и льготное кредитование, «Совет рынка» считал возможным отдать «альтернативщикам» лишь экономию, которая формируется за счёт снижения цен на рынке «на сутки вперёд» (РСВ) благодаря поставкам «зелёной» генерации. Осенью прошлого года «Совет рынка» оценивал её в сумму около 400 млрд рублей. Впрочем, сейчас в регуляторе говорят, что в методику учёта ВИЭ-генерации при планировании режимов работы и развития ЕЭС необходимо внести серьёзные уточнения. Соответственно, будут уточнены и методики оценки эффекта от ценопринимания ВИЭ-генерации на ОРЭМ.

«Если мы хотим удержать рост цен в пределах инфляции, то нужно признать, что денег на пожелания всех инвесторов не хватает и нужно искать баланс между объёмами и стоимостями развития всех видов генерации», – отмечал ранее глава НП «Совет рынка» Максим Быстров.

Дополнительные проблемы для регуляторов может создать незапланированный рост цен на РСВ, случившийся в начале года. В январе-апреле цены выросли боле чем на 10%, в мае рост продолжился. Это сокращает расчётный объём «высвобождающихся средств», так как «стартовая база» окажется выше, и создаёт трудности для регуляторов, которые ограничены потолком инфляционного роста после 2022 года, отмечает один из экспертов рынка. Как в условиях ограниченности ресурсов будут учтены многомиллиардные пожелания ВИЭ-генераторов и гидроэнергетиков (с поправками на периоды расчётов), предстоит решить вице-премьеру Дмитрию Козаку.