Какие возобновляемые источники энергии появятся в России к 2020 году
Почти два года назад Россия откликнулась на моду времени и предложения инвесторов и запустила программу поддержки зеленой энергетики. Теперь в малые ГЭС, солнечные и ветряные станции в России готовы вкладывать даже иностранные инвесторы. Но вот потребителям и производителям традиционной энергии идея не по душе.
25.11.2014
Источник: http://www.vedomosti.ru/
Весной 2013 г. Россия запустила программу поддержки зеленой энергетики на оптовом рынке. Теперь к 2020 г. в стране может появиться около 1,5 ГВт солнечных станций, 3,6 ГВт ветряков и 900 МВт малых ГЭС: правительство гарантировало девелоперам возврат инвестиций в эти объекты.
К возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) относят солнце, ветер, воду (кроме крупных ГЭС), геотермальные источники, биотопливо, т. е. все источники, энергия которых считается неисчерпаемой. В 2012 г., по данным Международного энергетического агентства, доля возобновляемых источников составляла 5% в мировом производстве электроэнергии (без учета ГЭС). Причин развивать возобновляемую энергетику как минимум две: экологическая безопасность и энергонезависимость. Очевидный плюс ВИЭ в том, что при достижении срока окупаемости вырабатываемая электроэнергия становится почти бесплатной. Минус — в нестабильной выработке, которую пока приходится резервировать традиционной генерацией. Правительствам (а чаще потребителям) приходится оплачивать работу газовых и угольных станций, для того чтобы те могли быстро загрузить энергоблоки в пасмурные или безветренные дни. Человечество идет по пути разработки накопителей энергии, которые могут решить эту проблему, но в промышленном масштабе эти решения пока не используются.
Во всем опять виноват Чубайс. И Вексельберг
В 1892 г. на Алтае на реке Березовке заработала первая малая ГЭС в России. Воду к бревенчатому строению подвели по деревянным желобам от искусственного пруда у реки Топтушки, электричество вырабатывали четыре турбины мощностью 45 кВт каждая. С тех пор в России появились и другие малые ГЭС, в Советском Союзе завертелись первые ветряки, но упор страна сделала на развитие крупной генерации, реализовав сначала план ГОЭЛРО, а потом реформу РАО «ЕЭС России».
Вопрос о серьезном развитии зеленой энергетики в России правительство поставило всего пару лет назад, да и то, как говорят участники рынка, не по собственной воле. Развитие рынка было выгодно Виктору Вексельбергу и Анатолию Чубайсу, для того чтобы окупить вложения в завод «Хевел» по производству солнечных модулей в Чувашии, уверены участники рынка. «Ренова» и «Роснано» инвестировали в строительство как минимум 14 млрд руб., писала Счетная палата (представитель «Реновы» это не комментирует, его коллега из «Роснано» не ответил на вопросы «Ведомостей»). Предполагалось, что завод будет введен в 2011 г., а мощность производства составят модули на 120 МВт в год. Но рынок сбыта был слишком мал (строить солнечные станции дорого и имеет смысл только в изолированных отдаленных энергосистемах, куда доставить традиционное топливо еще дороже). Кроме того, инвесторам никто не запрещал покупать солнечные панели за рубежом.
Завод партнеры ввели летом, говорит представитель «Хевела». А меры поддержки для инвесторов в России появились за год до этого. Они гарантированы для 6 ГВт солнечной, ветряной генерации и малых ГЭС, которые инвесторы могут построить в 2014-2020 гг. при условии высокой локализации оборудования (см. врез). С учетом потенциала развития розничной зеленой энергетики ее доля к 2020 г. может достигнуть 13 ГВт, или 2,5% в объеме производства, решило правительство.
Солнце стало ярче
НП «Совет рынка» провело уже два конкурса, разыграв часть объемов на 2014-2018 гг. Стало окончательно ясно, что самые выгодные условия получили инвесторы в солнечную энергетику: из 1520 МВт до 2020 г. отобрано уже 904 МВт, а сгорело (не было востребовано) всего 85 МВт. В 2014 г. случился небывалый ажиотаж: НП «АТС» получило заявки на 785 МВт — в 1,5 раза выше плана, а в ходе конкуренции участники уронили цену некоторых объектов почти на 50%.
Конкурсы привлекли даже иностранных инвесторов, в частности, крупный «заказ» в 175 МВт на солнечные станции получила «дочка» китайской Amur Sirius «Солар системс», которая уже в следующем году планирует начать строить в России завод по выпуску солнечных панелей. Крупнейший объем по итогам двух конкурсов у ГК «Энергия солнца» (435 МВт) (в ГК входят две компании, учредителями которых являются партнеры фонда Bright Capital), а также у «Авелар солар технолоджи» ГК «Ренова» (254 МВт).
А ветер пока дует не туда
Большая часть квоты в программе поддержки приходится на ветер — 3,6 из 6 ГВт, но инвесторам в ветряные электростанции повезло меньше, и конкурсы популярностью не пользовались. Рынок не готов был к программе: производители не могли обеспечить нужный уровень локализации и инвесторы побоялись рисковать. В результате из возможных 1,8 ГВт до 2018 г. было разыграно всего 156 МВт (51 МВт — у «Алтэна» чешской Falcon Capital, 105 МВт — у ГК «Энергия солнца»), почти 100 МВт «сгорело».
Но инвесторы не сдались и летом начали переговоры с Минэнерго о том, чтобы изменить условия поддержки. Предельные капзатраты (почти 66 000 руб./кВт) нужно увеличить до 97 696 руб./кВт из-за переоценки рубля, требуемый уровень локализации снизить до 36% в первые два года (по текущим правилам — 65% с 2016 г.), а программу продлить за горизонт 2020 г., писали они в письмах Минэнерго, Минпромторгу, в НП «Совет рынка».
Правда, часть сообщества (например, «дочка» «Роснано» ХК «Композит», производит сырье для ветрооборудования, и частная «Русский ветер») выступила против снижения уровня локализации. Делать это не стоит, иначе мейджоры зальют рынок своей продукцией, а мы будем строить только подъездные пути, башни и прочий «лоутэк», а в «хайтек» даже не заглянем, считает гендиректор наноцентра Uinanotech (партнер «Русского ветра») Андрей Редькин. Нужно локализовать самое технологически сложное оборудование, чтобы впоследствии начать разработку собственных технологий, уверен он. Сам «Русский ветер» планирует локализовать лопасти, а затем предложить рынку комплексное решение — собранные турбины, рассказывает гендиректор компании Евгений Николаев. Партнер компании — американская «дочка» AMSC, Windtec Solutions, которая занимается продажей лицензий на турбины и помощью в организации производства ветряков в разных странах. Эту позицию поддерживает и Минпромторг, рассказал собеседник, близкий к министерству. По его словам, министерство согласно снизить уровень локализации только до 55%.
Дискуссия вокруг ветра крепчает каждый день, и недавно к ней подключился Чубайс. У реформатора энергетики свое видение: программу нужно растянуть до 2030 г., объемы ежегодных вводов ограничить 500 МВт (сейчас максимум — 1000 МВт), капзатраты увеличить до «экономически обоснованных», а объем программы увеличить почти вдвое — до 6 ГВт. Предложения Чубайс изложил в письме вице-премьеру Аркадию Дворковичу, попросив проработать их к 1 декабря. О реакции Дворковича пока не известно.
Но пересогласовывать программу будет крайне трудно, особенно с учетом нынешней конъюнктуры, опасается Николаев. Его точку зрения разделяет и представитель программы IFC по развитию ВИЭ в России Алексей Жихарев. Самое главное сейчас — увеличить капзатраты, рассказывают несколько собеседников «Ведомостей». Возможный диапазон увеличения — с 65 700 до 130 000-180 000 руб./кВт, говорит Жихарев. Инвесторы готовы сделать это за счет сокращения объемов вводов до 2-2,5 ГВт и сохранения 2020 года в качестве срока окончания программы. Таким образом, нагрузка на потребителей не вырастет и программу не придется заново согласовывать с министерствами, рассказывают они. А уже затем, когда будут построены первые ветряки и станет понятно, что этот бизнес работает, можно говорить и о продлении программы за горизонт 2020 г., считает Николаев.
Малые ГЭС пока не пользуются спросом
Конкурсы на малые ГЭС также не пользуются спросом, но серьезной дискуссии об изменении законодательства в этом бизнесе пока нет, рассказывает собеседник, близкий к Минэнерго. Частная «Норд гидро», которая как раз специализируется на малых ГЭС, пока не участвовала в конкурсах по техническим причинам, но теперь считает, что привлекательность проектов снизила девальвация рубля. Часть оборудования для малых ГЭС придется закупать за границей, поэтому капитальные затраты необходимо увеличить со 144 000 до 184 000 руб./кВт, считает управляющий директор «Норд гидро» Алексей Виноградов. Зато малые ГЭС будет строить «Русгидро»: компания впервые участвовала в конкурсах в 2014 г., победив с заявкой в 20 МВт. «Русгидро» нашла и партнера — китайскую Power China, вместе с которой стороны планируют участвовать в конкурсах и построить завод по производству турбин малой мощности. Инвестиции в строительство ГЭС оцениваются на уровне $3,5-5 млрд, говорится в соглашении сторон. СП будет создано до конца года, обещал предправления компании Евгений Дод. Переоценку привлекательности проектов из-за девальвации компания пока не делала, говорит заместитель начальника департамента возобновляемых источников энергии «Русгидро» Дмитрий Смолин.
Больше ВИЭ, хороших и разных
Вслед за «традиционными» видами ВИЭ за господдержкой стали обращаться инвесторы и с более экзотическими предложениями. «Альтэнерго» просила правительство включить в список зеленых электростанции, которые работают на биогазе и биомассе, «Ростех» — мощности по утилизации твердых бытовых отходов. «КЭС холдинг» Вексельберга «лоббировал торф». Это способствовало бы развитию как энергетики, так и отечественной торфодобывающей промышленности, объясняет представитель компании.
Большинство предложений и просьб регулярно отражается в протоколах различных уровней с формулировкой «одобрить» и «включить», но конкретных действий со стороны министерств пока не заметно. Одно из последних упоминаний о возобновляемой энергетике — в протоколе совещания у Дворковича от 22 октября. Вице-премьер поручил министру энергетики Александру Новаку до 31 декабря представить проекты актов правительства, которые обеспечат распространение поддержки на оптовом и розничном рынках на объекты зеленой энергетики, использующие биогаз, биомассу, свалочный газ, а также торф. Решено, что для продавцов возобновляемой энергии на розничном рынке уровень локализации будет не ниже, чем на оптовом. При этом сетевые компании смогут покупать электроэнергию таких электростанций для компенсации только 5% потерь. В этом случае инвесторы смогут построить всего 1,5-3 ГВт (ранее НП «Совет рынка» оценивало потенциал развития такой генерации в 7 ГВт), подсчитала главный эксперт центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья Порохова. Впрочем, в изолированных энергосистемах объем покупки может быть больше в том случае, если это ведет к снижению цены.
«Инвесторы в солнечную энергетику смогут обеспечить необходимую локализацию, хоть это и ухудшит экономику проектов, — говорит представитель Ассоциации солнечной энергетики. — А вот для развития малых ГЭС и ветроэнергетики на рознице новые требования могут стать заградительными: производство оборудования для них пока мало развито в России».
Поддержка государственная, а платит промышленность
В 2013 г. решение правительства о поддержке ВИЭ рынок встретил протестом. Потребители и производители, которые обычно спорят за цену электроэнергии между собой, впервые объединились. Промышленность и так платит высокую цену за обновление энергосистемы по договорам о поставке мощности (ДПМ): из-за них стоимость мощности с 2012 по 2016 г. может увеличиться вдвое с 310 млрд до 600 млрд руб., говорилось в совместном письме производителей и потребителей энергии премьеру Дмитрию Медведеву. Стоимость мощности ВИЭ в 2020 г. может составить 85 млрд руб., а в целом возврат инвестиций в возобновляемую энергетику за счет потребителей приведет к критическому росту цены на электроэнергию и ударит по конкурентоспособности российской промышленности на мировых рынках, писали председатель наблюдательного совета НП «Сообщество потребителей энергии» Александр Старченко и директор НП «Совет производителей энергии» Игорь Миронов.
Желание развивать зеленую энергетику необходимо подтверждать собственными инвестициями, а не «поборами» с рынка: только в России есть «ноу-хау» в виде ДПМ, которое позволяет одному акционерному обществу повышать капитализацию за счет другого, недоволен представитель НП «Сообщество потребителей энергии». При этом потребители не против самого факта развития ВИЭ — инвесторы могут успешно строить альтернативную энергетику в удаленных и изолированных районах, подчеркивает он. Производители энергии боятся, что при росте цены для потребителей они начнут уходить с рынка и строить собственную генерацию, что негативно скажется на загрузке и, соответственно, экономике тепловых электростанций.
У энергокомпаний есть и страшный пример бурного развития возобновляемой энергетики в Европе. Экономика газовых электростанций с развитием зеленой энергетики сильно ухудшилась из-за недозагрузки и падения цены электроэнергии на оптовом рынке. В 2014 г. газовые станции работали с отрицательными спарк-спрэдами (разница между ценой электроэнергии, которая сложилась на рынке, и стоимостью газа для ТЭС), т. е. даже не окупали затраты на топливо, говорит Порохова из центра экономического прогнозирования Газпромбанка. В особо солнечные или ветреные дни традиционной генерации приходится даже доплачивать за электроэнергию, а не продавать. По данным EPEX SPOT SE (управляет спотовыми рынками электроэнергии Франции, Германии, Австрии и Швейцарии), в 2013 г. в этих странах в течение 30 дней складывались отрицательные цены на электроэнергию.
Европа тушит солнце
Убыточность газовых станций и падение их загрузки из-за замещения ВИЭ стали одной из причин развития законодательства в странах ЕС в сторону внедрения рынка мощности, напоминает Порохова. В Великобритании в декабре должен пройти первый отбор, добавляет она. Рынок мощности позволит традиционной генерации получать плату не за выработку, а за готовность к работе (так это, например, происходит в России), для того чтобы покрывать условно постоянные издержки.
Европейский союз, который поставил цель довести долю возобновляемой энергетики в потреблении до 20% к 2020 г., уже начал задумываться о цене такого решения. В октябре Европейская комиссия провела оценку затрат на субсидии для энергетики в 28 странах. Согласно отчету, в 2012 г. солнечные и ветряные (наземные) электростанции получили субсидий на 14,4 млрд и 10,1 млрд евро соответственно, а гидроэнергетика и производители энергии из биомассы — по 5,2 млрд и 8,3 млрд евро.
В марте 2013 г. Еврокомиссия представила парламенту отчет о ВИЭ. Учитывая серьезные финансовые планы по поддержке зеленой энергетики и возрастающую роль затрат на субсидии в энерготарифах, нужно срочно попытаться изменить схему поддержки так, чтобы быть уверенными в ее эффективности и соответствии рыночным ориентирам, говорилось в отчете. В мае Европейский совет назвал принципиальными условиями дальнейшего развития ВИЭ «их экономическую эффективность, развитие рыночных механизмов и стабильность сетей». Субсидии уже активно сокращает Германия — лидер по солнечной энергетике в Европе. В 2012 г. страна сократила субсидии для крупных солнечных станций на 30%, для крышных панелей — на 20%. В 2015 г. министр энергетики Германии предложил снизить тарифы на солнечные, ветряные в среднем с 0,17 до 0,12 евро/кВт ч. Но, например, Дания по-прежнему рассчитывает к 2026 г. получать 100% энергии из возобновляемых источников.
Знакомая схема
В качестве поддержки государство предложило рынку механизм ДПМ, который использовало еще РАО «ЕЭС России», чтобы привлечь инвесторов к приватизации энергоактивов страны. В рамках договора инвестор в зеленую энергетику должен построить электростанцию определенной мощности, а потребители (все, кроме населения) — оплатить ее на оптовом рынке по более высокой цене. Это позволит инвесторам вернуть вложения с доходностью в 12-14% в течение 15 лет. А за просрочку ввода электростанций им придется платить штрафы. Распределять квоты на строительство решено было на конкурсах: в течение семи лет НП «Совет рынка» (регулятор отрасли) разыгрывает их на несколько лет вперед, а победителями становятся инвесторы с самыми дешевыми заявками.
Алина Фадеева
К возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) относят солнце, ветер, воду (кроме крупных ГЭС), геотермальные источники, биотопливо, т. е. все источники, энергия которых считается неисчерпаемой. В 2012 г., по данным Международного энергетического агентства, доля возобновляемых источников составляла 5% в мировом производстве электроэнергии (без учета ГЭС). Причин развивать возобновляемую энергетику как минимум две: экологическая безопасность и энергонезависимость. Очевидный плюс ВИЭ в том, что при достижении срока окупаемости вырабатываемая электроэнергия становится почти бесплатной. Минус — в нестабильной выработке, которую пока приходится резервировать традиционной генерацией. Правительствам (а чаще потребителям) приходится оплачивать работу газовых и угольных станций, для того чтобы те могли быстро загрузить энергоблоки в пасмурные или безветренные дни. Человечество идет по пути разработки накопителей энергии, которые могут решить эту проблему, но в промышленном масштабе эти решения пока не используются.
Во всем опять виноват Чубайс. И Вексельберг
В 1892 г. на Алтае на реке Березовке заработала первая малая ГЭС в России. Воду к бревенчатому строению подвели по деревянным желобам от искусственного пруда у реки Топтушки, электричество вырабатывали четыре турбины мощностью 45 кВт каждая. С тех пор в России появились и другие малые ГЭС, в Советском Союзе завертелись первые ветряки, но упор страна сделала на развитие крупной генерации, реализовав сначала план ГОЭЛРО, а потом реформу РАО «ЕЭС России».
Вопрос о серьезном развитии зеленой энергетики в России правительство поставило всего пару лет назад, да и то, как говорят участники рынка, не по собственной воле. Развитие рынка было выгодно Виктору Вексельбергу и Анатолию Чубайсу, для того чтобы окупить вложения в завод «Хевел» по производству солнечных модулей в Чувашии, уверены участники рынка. «Ренова» и «Роснано» инвестировали в строительство как минимум 14 млрд руб., писала Счетная палата (представитель «Реновы» это не комментирует, его коллега из «Роснано» не ответил на вопросы «Ведомостей»). Предполагалось, что завод будет введен в 2011 г., а мощность производства составят модули на 120 МВт в год. Но рынок сбыта был слишком мал (строить солнечные станции дорого и имеет смысл только в изолированных отдаленных энергосистемах, куда доставить традиционное топливо еще дороже). Кроме того, инвесторам никто не запрещал покупать солнечные панели за рубежом.
Завод партнеры ввели летом, говорит представитель «Хевела». А меры поддержки для инвесторов в России появились за год до этого. Они гарантированы для 6 ГВт солнечной, ветряной генерации и малых ГЭС, которые инвесторы могут построить в 2014-2020 гг. при условии высокой локализации оборудования (см. врез). С учетом потенциала развития розничной зеленой энергетики ее доля к 2020 г. может достигнуть 13 ГВт, или 2,5% в объеме производства, решило правительство.
Солнце стало ярче
НП «Совет рынка» провело уже два конкурса, разыграв часть объемов на 2014-2018 гг. Стало окончательно ясно, что самые выгодные условия получили инвесторы в солнечную энергетику: из 1520 МВт до 2020 г. отобрано уже 904 МВт, а сгорело (не было востребовано) всего 85 МВт. В 2014 г. случился небывалый ажиотаж: НП «АТС» получило заявки на 785 МВт — в 1,5 раза выше плана, а в ходе конкуренции участники уронили цену некоторых объектов почти на 50%.
Конкурсы привлекли даже иностранных инвесторов, в частности, крупный «заказ» в 175 МВт на солнечные станции получила «дочка» китайской Amur Sirius «Солар системс», которая уже в следующем году планирует начать строить в России завод по выпуску солнечных панелей. Крупнейший объем по итогам двух конкурсов у ГК «Энергия солнца» (435 МВт) (в ГК входят две компании, учредителями которых являются партнеры фонда Bright Capital), а также у «Авелар солар технолоджи» ГК «Ренова» (254 МВт).
А ветер пока дует не туда
Большая часть квоты в программе поддержки приходится на ветер — 3,6 из 6 ГВт, но инвесторам в ветряные электростанции повезло меньше, и конкурсы популярностью не пользовались. Рынок не готов был к программе: производители не могли обеспечить нужный уровень локализации и инвесторы побоялись рисковать. В результате из возможных 1,8 ГВт до 2018 г. было разыграно всего 156 МВт (51 МВт — у «Алтэна» чешской Falcon Capital, 105 МВт — у ГК «Энергия солнца»), почти 100 МВт «сгорело».
Но инвесторы не сдались и летом начали переговоры с Минэнерго о том, чтобы изменить условия поддержки. Предельные капзатраты (почти 66 000 руб./кВт) нужно увеличить до 97 696 руб./кВт из-за переоценки рубля, требуемый уровень локализации снизить до 36% в первые два года (по текущим правилам — 65% с 2016 г.), а программу продлить за горизонт 2020 г., писали они в письмах Минэнерго, Минпромторгу, в НП «Совет рынка».
Правда, часть сообщества (например, «дочка» «Роснано» ХК «Композит», производит сырье для ветрооборудования, и частная «Русский ветер») выступила против снижения уровня локализации. Делать это не стоит, иначе мейджоры зальют рынок своей продукцией, а мы будем строить только подъездные пути, башни и прочий «лоутэк», а в «хайтек» даже не заглянем, считает гендиректор наноцентра Uinanotech (партнер «Русского ветра») Андрей Редькин. Нужно локализовать самое технологически сложное оборудование, чтобы впоследствии начать разработку собственных технологий, уверен он. Сам «Русский ветер» планирует локализовать лопасти, а затем предложить рынку комплексное решение — собранные турбины, рассказывает гендиректор компании Евгений Николаев. Партнер компании — американская «дочка» AMSC, Windtec Solutions, которая занимается продажей лицензий на турбины и помощью в организации производства ветряков в разных странах. Эту позицию поддерживает и Минпромторг, рассказал собеседник, близкий к министерству. По его словам, министерство согласно снизить уровень локализации только до 55%.
Дискуссия вокруг ветра крепчает каждый день, и недавно к ней подключился Чубайс. У реформатора энергетики свое видение: программу нужно растянуть до 2030 г., объемы ежегодных вводов ограничить 500 МВт (сейчас максимум — 1000 МВт), капзатраты увеличить до «экономически обоснованных», а объем программы увеличить почти вдвое — до 6 ГВт. Предложения Чубайс изложил в письме вице-премьеру Аркадию Дворковичу, попросив проработать их к 1 декабря. О реакции Дворковича пока не известно.
Но пересогласовывать программу будет крайне трудно, особенно с учетом нынешней конъюнктуры, опасается Николаев. Его точку зрения разделяет и представитель программы IFC по развитию ВИЭ в России Алексей Жихарев. Самое главное сейчас — увеличить капзатраты, рассказывают несколько собеседников «Ведомостей». Возможный диапазон увеличения — с 65 700 до 130 000-180 000 руб./кВт, говорит Жихарев. Инвесторы готовы сделать это за счет сокращения объемов вводов до 2-2,5 ГВт и сохранения 2020 года в качестве срока окончания программы. Таким образом, нагрузка на потребителей не вырастет и программу не придется заново согласовывать с министерствами, рассказывают они. А уже затем, когда будут построены первые ветряки и станет понятно, что этот бизнес работает, можно говорить и о продлении программы за горизонт 2020 г., считает Николаев.
Малые ГЭС пока не пользуются спросом
Конкурсы на малые ГЭС также не пользуются спросом, но серьезной дискуссии об изменении законодательства в этом бизнесе пока нет, рассказывает собеседник, близкий к Минэнерго. Частная «Норд гидро», которая как раз специализируется на малых ГЭС, пока не участвовала в конкурсах по техническим причинам, но теперь считает, что привлекательность проектов снизила девальвация рубля. Часть оборудования для малых ГЭС придется закупать за границей, поэтому капитальные затраты необходимо увеличить со 144 000 до 184 000 руб./кВт, считает управляющий директор «Норд гидро» Алексей Виноградов. Зато малые ГЭС будет строить «Русгидро»: компания впервые участвовала в конкурсах в 2014 г., победив с заявкой в 20 МВт. «Русгидро» нашла и партнера — китайскую Power China, вместе с которой стороны планируют участвовать в конкурсах и построить завод по производству турбин малой мощности. Инвестиции в строительство ГЭС оцениваются на уровне $3,5-5 млрд, говорится в соглашении сторон. СП будет создано до конца года, обещал предправления компании Евгений Дод. Переоценку привлекательности проектов из-за девальвации компания пока не делала, говорит заместитель начальника департамента возобновляемых источников энергии «Русгидро» Дмитрий Смолин.
Больше ВИЭ, хороших и разных
Вслед за «традиционными» видами ВИЭ за господдержкой стали обращаться инвесторы и с более экзотическими предложениями. «Альтэнерго» просила правительство включить в список зеленых электростанции, которые работают на биогазе и биомассе, «Ростех» — мощности по утилизации твердых бытовых отходов. «КЭС холдинг» Вексельберга «лоббировал торф». Это способствовало бы развитию как энергетики, так и отечественной торфодобывающей промышленности, объясняет представитель компании.
Большинство предложений и просьб регулярно отражается в протоколах различных уровней с формулировкой «одобрить» и «включить», но конкретных действий со стороны министерств пока не заметно. Одно из последних упоминаний о возобновляемой энергетике — в протоколе совещания у Дворковича от 22 октября. Вице-премьер поручил министру энергетики Александру Новаку до 31 декабря представить проекты актов правительства, которые обеспечат распространение поддержки на оптовом и розничном рынках на объекты зеленой энергетики, использующие биогаз, биомассу, свалочный газ, а также торф. Решено, что для продавцов возобновляемой энергии на розничном рынке уровень локализации будет не ниже, чем на оптовом. При этом сетевые компании смогут покупать электроэнергию таких электростанций для компенсации только 5% потерь. В этом случае инвесторы смогут построить всего 1,5-3 ГВт (ранее НП «Совет рынка» оценивало потенциал развития такой генерации в 7 ГВт), подсчитала главный эксперт центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья Порохова. Впрочем, в изолированных энергосистемах объем покупки может быть больше в том случае, если это ведет к снижению цены.
«Инвесторы в солнечную энергетику смогут обеспечить необходимую локализацию, хоть это и ухудшит экономику проектов, — говорит представитель Ассоциации солнечной энергетики. — А вот для развития малых ГЭС и ветроэнергетики на рознице новые требования могут стать заградительными: производство оборудования для них пока мало развито в России».
Поддержка государственная, а платит промышленность
В 2013 г. решение правительства о поддержке ВИЭ рынок встретил протестом. Потребители и производители, которые обычно спорят за цену электроэнергии между собой, впервые объединились. Промышленность и так платит высокую цену за обновление энергосистемы по договорам о поставке мощности (ДПМ): из-за них стоимость мощности с 2012 по 2016 г. может увеличиться вдвое с 310 млрд до 600 млрд руб., говорилось в совместном письме производителей и потребителей энергии премьеру Дмитрию Медведеву. Стоимость мощности ВИЭ в 2020 г. может составить 85 млрд руб., а в целом возврат инвестиций в возобновляемую энергетику за счет потребителей приведет к критическому росту цены на электроэнергию и ударит по конкурентоспособности российской промышленности на мировых рынках, писали председатель наблюдательного совета НП «Сообщество потребителей энергии» Александр Старченко и директор НП «Совет производителей энергии» Игорь Миронов.
Желание развивать зеленую энергетику необходимо подтверждать собственными инвестициями, а не «поборами» с рынка: только в России есть «ноу-хау» в виде ДПМ, которое позволяет одному акционерному обществу повышать капитализацию за счет другого, недоволен представитель НП «Сообщество потребителей энергии». При этом потребители не против самого факта развития ВИЭ — инвесторы могут успешно строить альтернативную энергетику в удаленных и изолированных районах, подчеркивает он. Производители энергии боятся, что при росте цены для потребителей они начнут уходить с рынка и строить собственную генерацию, что негативно скажется на загрузке и, соответственно, экономике тепловых электростанций.
У энергокомпаний есть и страшный пример бурного развития возобновляемой энергетики в Европе. Экономика газовых электростанций с развитием зеленой энергетики сильно ухудшилась из-за недозагрузки и падения цены электроэнергии на оптовом рынке. В 2014 г. газовые станции работали с отрицательными спарк-спрэдами (разница между ценой электроэнергии, которая сложилась на рынке, и стоимостью газа для ТЭС), т. е. даже не окупали затраты на топливо, говорит Порохова из центра экономического прогнозирования Газпромбанка. В особо солнечные или ветреные дни традиционной генерации приходится даже доплачивать за электроэнергию, а не продавать. По данным EPEX SPOT SE (управляет спотовыми рынками электроэнергии Франции, Германии, Австрии и Швейцарии), в 2013 г. в этих странах в течение 30 дней складывались отрицательные цены на электроэнергию.
Европа тушит солнце
Убыточность газовых станций и падение их загрузки из-за замещения ВИЭ стали одной из причин развития законодательства в странах ЕС в сторону внедрения рынка мощности, напоминает Порохова. В Великобритании в декабре должен пройти первый отбор, добавляет она. Рынок мощности позволит традиционной генерации получать плату не за выработку, а за готовность к работе (так это, например, происходит в России), для того чтобы покрывать условно постоянные издержки.
Европейский союз, который поставил цель довести долю возобновляемой энергетики в потреблении до 20% к 2020 г., уже начал задумываться о цене такого решения. В октябре Европейская комиссия провела оценку затрат на субсидии для энергетики в 28 странах. Согласно отчету, в 2012 г. солнечные и ветряные (наземные) электростанции получили субсидий на 14,4 млрд и 10,1 млрд евро соответственно, а гидроэнергетика и производители энергии из биомассы — по 5,2 млрд и 8,3 млрд евро.
В марте 2013 г. Еврокомиссия представила парламенту отчет о ВИЭ. Учитывая серьезные финансовые планы по поддержке зеленой энергетики и возрастающую роль затрат на субсидии в энерготарифах, нужно срочно попытаться изменить схему поддержки так, чтобы быть уверенными в ее эффективности и соответствии рыночным ориентирам, говорилось в отчете. В мае Европейский совет назвал принципиальными условиями дальнейшего развития ВИЭ «их экономическую эффективность, развитие рыночных механизмов и стабильность сетей». Субсидии уже активно сокращает Германия — лидер по солнечной энергетике в Европе. В 2012 г. страна сократила субсидии для крупных солнечных станций на 30%, для крышных панелей — на 20%. В 2015 г. министр энергетики Германии предложил снизить тарифы на солнечные, ветряные в среднем с 0,17 до 0,12 евро/кВт ч. Но, например, Дания по-прежнему рассчитывает к 2026 г. получать 100% энергии из возобновляемых источников.
Знакомая схема
В качестве поддержки государство предложило рынку механизм ДПМ, который использовало еще РАО «ЕЭС России», чтобы привлечь инвесторов к приватизации энергоактивов страны. В рамках договора инвестор в зеленую энергетику должен построить электростанцию определенной мощности, а потребители (все, кроме населения) — оплатить ее на оптовом рынке по более высокой цене. Это позволит инвесторам вернуть вложения с доходностью в 12-14% в течение 15 лет. А за просрочку ввода электростанций им придется платить штрафы. Распределять квоты на строительство решено было на конкурсах: в течение семи лет НП «Совет рынка» (регулятор отрасли) разыгрывает их на несколько лет вперед, а победителями становятся инвесторы с самыми дешевыми заявками.
Алина Фадеева
регион:
Россия
