Контакты
Главная / Документы

Эдуард Галеев: «ДПМ — не единственное средство против старения энергетических мощностей России. Как дпм питает энергетику

МОСКВА, 13 февраля (BigpowerNews) — Тепловая генерация по прежнему является основой электроэнергетики России. Более 60% установленной мощности ЕЭС составляют ТЭЦ и ГРЭС, и в среднесрочной перспективе их доля в энергобалансе страны не претерпит существенных изменений. Как правило, тепловые электростанции не предназначены для энергоснабжения крупных промышленных потребителей, они в основном расположены вблизи населенных пунктов и предназначены для их энергоснабжения, часто являются градообразующими предприятиями – основным местом работы проживающего в населенном пункте населения. Таким образом, от работы этих электростанций зависит надежное энергоснабжение жилых домов, больниц, школ, детских садов, прочих сооружений коммунального назначения, а так же наличие рабочих мест для населения, социальная обстановка в регионе.

При этом Российский парк генерирующих мощностей является одним из самых старых в мире, и происходит дальнейшее старение оборудования. Более 30% мощностей тепловой генерации России уже старше 45 лет, морально и физически устарели, отличаются низкой экономичностью и ухудшающейся надежностью. Программа ДПМ ТЭС уже фактически завершена, введено в эксплуатацию порядка 30 ГВт, но ежегодно нарастают объемы вывода тепловых мощностей. К 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации уже 27 ГВт. Ежегодные объемы выводов уже значительно превышают объемы вводов.

По различным оценкам, средств, высвобождающихся после завершения программы ДПМ с 2021−2022 года должно быть достаточно для модернизации 40 ГВт тепловой генерации без увеличения тарифной нагрузки на потребителей сверх инфляции. В то же время сейчас активно лоббируется большое количество различных дорогостоящих инвестиционных проектов в энергетике. Куда же следует направить деньги потребителей? Например, каждый выработанный на модернизированной тепловой электростанции кВт.ч даже с учетом необходимости возвращать инвесторам вложенные средства обойдется потребителям гораздо дешевле, чем выработка солнечной генерации. Тепловые электростанции по прежнему по совокупности затрат являются одним из самых дешевых источников электроэнергии для потребителей. Отсутствие целенаправленной программы поддержки тепловой генерации приведет к необходимости строительства новых мощностей уже в среднесрочной перспективе и совсем за другие деньги.

Тепловая генерация сейчас самая эффективная и при этом больше всего нуждается в поддержке.

Программа ДПМ - 1 в тепловой генерации позволила удержать темпы роста цены ОРЭМ ниже инфляции и ниже цены на газ. Внедрение программы ДПМ – 2 именно в тепловой генерации будет наиболее полезно и эффективно для потребителей.

Программа модернизации объектов энергогенерации по схеме ДПМ-штрих требует тщательной разработки критериев отбора. Главные задачи, кроме требования продления ресурса - добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.

Комитет Государственной Думы по энергетике провел «круглый стол» на тему: «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования». Предметом обсуждения стала программа привлечения инвестиций в модернизацию российской генерации.

Сегодня средний возврат оборудования в отрасли составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. В ноябре 2017 г. по итогам совещания у Президента РФ была в целом одобрена новая программа модернизации на основе ДПМ (договоров на предоставление мощности), известная как ДПМ-штрих. Первая программа ДПМ, запущенная в ходе реформы электроэнергетики, позволила обновить около 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране. Сейчас проекты ДПМ в основном завершены или подходят к завершению.

Открывая мероприятие, председатель комитета по энергетике Павел Завальный заявил: «Прежде всего, важно определиться не просто с критериями отбора объектов для модернизации, но и с объемом мощностей, которые необходимы электроэнергетике для удовлетворения спроса на тепло и электроэнергию в среднесрочной перспективе, с учетом имеющейся на сегодня избыточной мощности и значительного потенциала развития распределенной энергетики. Мнения экспертов отрасли по этому вопросу расходятся. Нужно понять, какую конфигурацию генерации мы хотим получить, какое должно быть соотношение централизованной и распределенной энергетики, различных видов генерации, что делать с неэффективными мощностями, как и когда выводить их из употребления.

При этом важно определить критерии модернизации. Есть опасения, что программа в ее нынешнем виде даст продление ресурса крупных традиционных электростанций, но не принесет повышения эффективности. В наших условиях, когда энергоресурсы для генерации стоят значительно ниже, чем в той же Европе, а цена на энергию для конечных потребителей вполне сопоставима с европейской, прямого экономического смысла вкладываться в повышение эффективности у генераторов нет. На мой взгляд, обязательным условием вложения средств в модернизацию генерации по схеме ДПМ-штрих должно быть повышение ее экономической и экологической эффективности как минимум на 20% и более. Иначе конкуренция среди потенциальных участников будет идти по критерию меньшей цены, а не большей эффективности. Но такая модернизация за счет потребителя не имеет смысла».

Заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко отметил, что решение об использовании механизма ДПМ-штрих основано на тщательном анализе той рыночной среды, которая сложилась в результате реформы электроэнергетики. «Конечно, в вопросе финансирования модернизации генерации можно идти более «правильным» рыночным путем, но результаты, ценовые последствия таких решений в условиях того несовершенного рынка, который мы имеем, боюсь, не устроят никого» - подчеркнул он.

По мнению министерства, при консервативном сценарии развития спроса на электроэнергию риски возникновения дефицита могут появиться уже в 2023-25 годах. Объем необходимой модернизации составляет порядка 40 гВт. Величина средств, которые высвобождаются по программам ДПМ в действующих тарифах с 2021 года, и могут быть направлены на новую программу, оценивается Министерством энергетики в 3,5 трлн. руб. к 2035г. При этом необходимо в первую очередь финансировать модернизацию тепловой генерации, а все остальные виды - АЭС, ГЭС, станции на ВИЭ, должны быть допущены к программе по остаточному принципу.

Важно, чтобы в программе ДПМ-штрих были учтены недостатки ДПМ. Например, ДПМ строились не всегда с полноценным анализом того, где и что необходимо построить. В результате часть новых объектов оказались недостаточно востребованы. ДПМ-штрих предполагает конкурентный отбор по годам, при этом инвестор должен будет априори заявить определенный набор мероприятий по модернизации, и будет нести ответственность за невыполнение этих обязательств.

Ключевым условием запуска программы, поставленным Президентом РФ, является неувеличение платежей потребителей выше инфляции. По мнению министерства, речь идет о конечной цене на энергию, при этом стоимость энергии на оптовом рынке также не должна расти выше инфляции.

Заместитель начальника управления регулирования электроэнергетики ФАС России Максим Головин подчеркнул, чтодля соблюдения данного условия необходимо провести предварительную оценку социально-экономических последствий запуска программы ДПМ-штрих по годам, с учетом уже имеющихся нерыночных доплат (поддержка развития АЭС, ВИЭ, мусоросжигающих заводов, регионов Дальнего Востока и так далее).

Заместитель директора департамента Минэкономразвития РФ Андрей Габов озвучил ряд отличий в подходе его министерства к программе ДПМ-штрих. Прежде всего, по мнению Минэка, к программе должны быть допущены не только ТЭС, но и другие генераторы - АЭС, ГЭС, ВИЭ. Кроме того, министерство полагает, что конкурс проектов должен быть проведен по всем объектам сразу, чтоб добиться максимальной конкуренции, а к отбору проектов на этапе сравнения по капитальным затратам привлечь к их рассмотрению потребителей энергии.

Одной из наиболее острых тем для обсуждения на круглом столе стала тема критериев отбора проектов для участия в модернизации. Заместитель директора департамента Министерства промышленности и торговли Российской Федерации Олег Токарев отметил, что одним из важнейших должна быть значительная, до 80%, степень локализации оборудования ТЭС в целом, модернизирующихся по программе ДПМ-штрих. Задачи значительного повышения экологичности и эффективности оборудования могут быть достигнуты через обязательство использовать только оборудование, соответствующее уже разработанным справочникам наилучших доступных технологий. Соответствующее российское оборудование уже существует и внесено в эти справочники. Помимо прочего, использование данных критериев даст мультипликативный эффект и для смежных отраслей, прежде всего, энергетического машиностроения.

Заместитель директора Института проблем естественных монополий Александр Григорьев предложил обратить внимание на критерии отбора по виду топлива. Связано это, прежде всего, с теми рисками, которые возникают из-за снижения конкурентоспособности угольной генерации при имеющихся ценах на газ на внутреннем рынке и неразвитой межтопливной конкуренции. Иначе можно потерять угольную генерацию, что ощутимо ударит по угольной отрасли в целом и может привести к потенциальному росту социальной напряженности в угледобывающих регионах страны.

Генеральный директор НП Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев поставил под сомнение сам подход, при котором модернизацию генерирующих мощностей фактически вновь должны оплачивать не энергетические компании, а промышленные потребители. Генерирующий комплекс, по его мнению, имеет достаточные ресурсы для обновления мощностей в рамках действующих рыночных механизмов и значительный потенциал для повышения собственной эффективности. Сегодня уже существуют механизмы, которые позволяют поставщикам получать достаточные объемы маржинальной прибыли в секторах РСВ, КОМ и на рынках теплоснабжения, и некоторые из них уже проводят техническое перевооружение за их счёт. Дополнительные возможности для инвестиций в тепловую генерацию должна дать и утвержденная в прошлом году модель ценообразования по методу «альтернативной котельной». В предлагаемом виде, по мнению Василия Киселева, программа может негативно сказаться на стоимости электроэнергии для промышленных потребителей, а значит, конкурентоспособности российской экономики, привести к консервации технологической отсталости тепловой генерации, снижению привлекательности высокотехнологичных инвестиций в нее, а также будет способствовать ускорению ухода потребителей на собственную генерацию.

Руководитель направления «Электроэнергетика» Энергетического центра СКОЛКОВО Алексей Хохлов акцентировал внимание участников круглого стола на недостаточном учете потенциала развития распределенной энергетики. Складывается впечатление, что ни основные игроки отрасли, ни регуляторы в принципе не берут в расчет мировой тренд изменения парадигмы развития энергетики и роли в этом распределенной энергетики и других новых технологий. Они не учитывают их потенциала, выбирая путь наращивания мощностей традиционных крупных электростанций. По мнению Энергоцентра СКОЛКОВО, необходимо признать распределенную энергетику важным элементом развития электроэнергетики России, активно задействовать ее возможности в программах развития электроэнергетики регионов, проводить сравнительный анализ проектов по модернизации крупной генерации и развития распределенных энергетических ресурсов, включить соответствующие проекты в контур механизмов рынка мощности, а также снять барьеры и ограничения на пути создания и функционирования объектов распределенной энергетики.

Также в ходе круглого стола свою позицию по проблеме финансирования модернизации объектов генерации озвучили представители компаний отрасли: ПАО «РусГидро», ПАО «Россети», ПАО «Т Плюс», ПАО «Татэнерго», ООО «Газпромэнергохолдинг», ПАО ТГК-14, группы РЕНОВА.

Подводя итог дискуссии, первый заместитель председателя комитета по энергетике Сергей Есяков выразил надежду, что представители федеральных органов исполнительной власти прислушаются ко всем аргументам, высказанным участниками и экспертами отрасли, потребителями энергии, и значительно усовершенствуют перечень критериев отбора проектов для программ ДПМ-штрих, в том числе внеся в него участие инвесторов, собственников объектов генерации в программах модернизации не менее 50%, а также сделают акцент на процедурах реальной конкуренции. Только так можно будет решить основные задачи - добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.

Итогом обсуждения проблем привлечения инвестиций в модернизацию объектов электрогенерации в рамках круглого стола станут детальные рекомендации комитета по энергетике в адрес профильных органов государственной власти.

Друзья часто спрашивают меня, что такое рынок мощности? Чтобы каждый раз не рассказывать одно и то же, решил сделать краткое описание, как говорится — «на пальцах».

Во-первых, мощность — это товар. Немного странный товар, но тем не менее так. Представьте себе, что стоит Электростанция (ЭС, Станция), которая может вырабатывать, например 100 мегаватт электроэнергии (ЭЭ) в час. Т.е. вырабатывать электрический ток определенной силы и напряжения, которые будучи перемноженными друг на друга как раз и дадут эти 100 МВт. Вот эти мегаватты и являются рыночным товаром. Даже если Станция не работает, этот товар, тем не менее, продается и покупается на рынке мощности, и владельцу Станции капают деньги! Просто за то что у него есть Станция, способная вырабатывать кондиционный электрический ток. На самом деле так не бывает, т.е. Станции почти никогда не проставивают, а работают и производят два других типа товара — электрическую и тепловую энергию. Но речь не о них, а о товаре «мощность».

Идем дальше. Пусть С1 — это множество всех Электростанций, существующих в настоящий момент, а также и тех, которые будут построены в обозримом будущем. Да да, мы их всех перечисляем в явном виде и включаем в множество С1.

Теперь разобъем множество С1 на три подмножества:

  • (С1-1) — электростанции которые нужно построить (ДПМ)
  • (С1-2) — существующие в настоящий момент рентабельные ЭС (КОМ)
  • (С1-3) — существующие в настоящий момент нерентабельные ЭС (ВР)

Что это за электростанции из подмножества С1-1, которые нужно построить? Очень просто. Кто-то сделал разумный прогноз развития России и посчитал, что, например, через 20 лет стране понадобится X мегаватт ЭЭ. Чтобы их получить, нужно построить Электростанций мощностью Y МВт. Дальше, чтобы привлечь инвестиции для строительства (большие деньги), на высшем уровне прогарантировали хорошую прибыль за участие в этой инвестпрограмме.

Ясное дело, инвесторы нашлись. Даже, полагаю, больше чем нужно. Отфильтровли лучших, и заключили с ними Договора Поставки Мощности (ДПМ). Упрощенно, каждый договор ДПМ содержит обязательства построить Станцию такой-то мощности и ввести ее в эксплуатацию с такого-то момента. А встречные обязательства со стороны Рыночного сообщества включают в себя возврат инвестиций за 10 лет с момента ввода в эксплуатацию, а после этого тоже хорошую прибыль.

Теперь о двух оставшихся подмножествах ЭС. Эти электростанции ежегодно подают конкурсные заявки на так называемый КОМ (Коммерческий Отбор Мощности). Это — закрытый аукцион, по результатам которого часть заявок отбирается , а часть заявок — не проходит отбор . По сути дела, отбираются заявки от рентабельных ЭС. Каждая заявка, грубо говоря, содержит «предложение мощности» в виде пары (Объем, Цена).

Те Электростанции, заявки которых прошли отбор на КОМ, составляют второе подмножество С1-2 .

А те Станции, которые не прошли КОМ, составляют третье подмножество С1-3 (так называемые Вынужденные Режимы, ВР).

И КОМ-овские электростанции и ВР-ные электростанции заключают соответствующие договора, КОМ и ВР.

Ну вот, уже почти все. Дальше остаются ежемесячные рассчеты по мощности. Выглядит это так. Независимо от принадлежности к подмножеству С1-i, все Электростанции продают свою мощность на рынке мощности. Понятное дело, что за любую мощность платят Потребители. А вот цена, по которой мощность продается, как раз и зависит от подмножества i ! В дебри ценообразования вдаваться не буду, скажу лишь, что цена для Станций из подмножества С1-1 считается, исходя из инвестиционных и других затрат и, исходя из срока возврата инвестиций. Т.е. все достаточно разумно. Цены для КОМ-овских и ВР-ных подмножеств тоже как-то считаются. При этом цены убывают в такой последовательноcти: за ДПМ — высокие, за КОМ — ниже, за ВР — еще ниже.

Естественно, по ДПМ-ным Станциям мощность продается и покупается по ДПМ-ным ценам только в период первых 10 лет эксплуатации Станции (срок возврата инвестиций). Дальше эти Станции идут на КОМ в общем потоке и продают свою мощность уже по КОМ-овским или ВР-ным ценам .

Ежемесячно по данным коммерческого учета и специальных рассчетов фиксируются объемы поставки и потребления (покупки) мощности по договорам ДПМ, КОМ и ВР для всех Участников оптового рынка. Далее, с использованием объемов и цен получаются стоимости. И происходит оплата мощности со стороны Покупателей в адрес Поставщиков мощности по комиссионной схеме.

Вот по сути и все. Если углубляться в детали, то повествование сильно усложнится и разбухнет. Кто интересуется, может сходить на сайт НП «Совет рынка» и почитать регламенты НОРЭМ, они доступны всем. В смысле, доступны для скачивания и прочтения, но в смысле понимания, не уверен 🙂

Примечание 1. Рынок мощности, это один из сегментов (секторов) рынка НОРЭМ (Новый Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности).

Примечание 2. Здесь записано все очень кратко и упрощенно, только суть. Это описание нужно рассматривать как мое личное представление о рынке мощности на сегодняшний момент, своего рода реконструирование контуров леса по отдельным деревьям. Считается, что программистам понимать устройство рынка ни к чему, «не наша это чашка чая». Нам приносят ТЗ и вперед, и хорошо если есть время.

Программисты подобны кочегарам а корабле. «Живут» на нижней палубе и бросают уголек в топки. Сколько скажут, столько и бросают. И ситуацию на «капитанском мостике» мы обычно узнаем последними 😦

Как правило, процесс планирования сроков разработки выглядит так:

  • Заказчики: «Сколько вам надо времени на разработку системы XYZ ?»
  • Программисты: «А что система должна делать?»
  • Заказчики: «Мы пока не знаем что делать, но надо чтобы вы назвали сроки разработки, и у вас есть только 2 месяца»

Ну точно как в анекдоте:

  • Мойша: «Жора, жарь рыбу»
  • Жора: «А где же рыба?»
  • Мойша: «Жора, ты жарь, рыба будет»

Вот так и живем, занимаясь экстремальным программирование в худшем смысле этого слова. Подробнее про наш экстрим можно почитать , в статье моего начальника, Александра Лашманова, тоже программиста в прошлой жизни.

Успехов,
Владимир Моргоев

0.000000 0.000000

Риски технологического отставания от развитых стран, экологические вопросы и громадный потенциал по применению технологий ВИЭ стимулируют российское правительство к первым шагам по созданию отрасли возобновляемой энергетики в России, в то время как весь остальной мир уже находится на траектории устойчивого роста новой отрасли.

Первая попытка создания нормативно-правовых основ для развития ВИЭ в РФ была предпринята в 1999 году, но тогда соответствующий закон был отклонен по причине политического и экономического кризиса. Только через 8 лет, в 2007 году, были приняты поправки в Федеральный закон «Об электроэнергетике», где в качестве одной из мер поддержки возобновляемой энергии предлагалось выплачивать ценовые надбавки к равновесной цене электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Но этот механизм так и не заработал на практике в силу юридических и технических сложностей реализации и возможного влияния на цены для потребителей. Впоследствии он был заменен на механизм договоров о предоставлении мощности генерирующих объектов возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), с помощью которых объекты ВИЭ ежемесячно получают фиксированную плату за установленную мощность, что существенно отличается от схем поддержки используемых в большинстве стран мира.

Создание этого механизма стало возможным в силу особенностей российского рынка, где наряду с выработанной электроэнергией оплачивается и установленная мощность электростанций. Кроме того, российское правительство, используя эту особенность, контролирует объем мощности ВИЭ, а также устанавливает среднесрочный ценовой показатель по предельным капитальным затратам и минимально допустимый уровень коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) энергоустановок, что позволяет минимизировать влияние на цену электроэнергии для потребителей. Фактически для создания системы поддержки понадобилось долгих 14 лет, за которые в мире было построено более 60% функционирующих сегодня объектов ВИЭ. Пока мы готовили документы, в мире сформировалось целая отрасль возобновляемой энергетики.

В 2013 году был принят механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии на ОРЭМ, а цель по доле ВИЭ в электроэнергетике была установлена на уровне 2,5% к 2024 году. Хотя на фоне достижений и общемировой динамики развития ВИЭ планы России смотрятся более чем скромно, все же старт внедрению возобновляемой энергетики в нашей стране был дан, но с очень серьезным опозданием и существенным отличием от целевых показателей зарубежных стран по доле ВИЭ в энергобалансе в средне- и долгосрочной перспективе.

Принятые инициативы стали первым этапом внедрения и развития возобновляемой энергетики в нашей стране. Но эти меры государственной поддержки сложнее мировых аналогов и уже недостаточны для широкомасштабного внедрения ВИЭ: локализационные требования высокие, а мощности, выставляемые на конкурсы, в разы ниже, чем в других странах.

Сама по себе идея локализации не является уникальной – это стандартное требование многих национальных программ поддержки ВИЭ, однако, в Бразилии и Турции, например, предлагается внедрять локализацию для освоения больших рынков. Если общий объем проектов возобновляемой энергетики в России предлагается довести до уровня в 5,5 ГВт, то в Бразилии и Турции только в ветроэнергетических проектах инвесторы могут построить не менее 15 ГВт и 20 ГВт соответственно.

Разумеется, для крупных вендоров на больших объемах стоимость локализации менее ощутима и целесообразна в силу эффекта масштаба производства. Создание локализационных производств требует больших стартовых инвестиций, которые придется распределить на относительно малый объем продукции, что напрямую влияет на рост себестоимости российских ветротурбин. Даже здесь с крупными игроками рынка с объемом ввода объектов возобновляемой энергетики до 10 ГВт/год мы по-разному смотрим на развитие рынка.

Достаточно жесткое требование в России к обеспечению уровня локализации производимого оборудования ВИЭ, по мнению участников рынка, является серьезным барьером. Например, для ветрогенерации данный показатель увеличивается ступенчато с 25% в 2016 году до уже 65% в 2019 году (рисунок 2). Фактически, для рынка ВИЭ России, который по объемам микроскопически мал по сравнению с другими странами, глобальные вендоры, которые владеют технологиями, а также российские технологические партнеры должны развернуть полноценную отрасль производства компонентов генерирующих установок возобновляемой энергетики в кратчайшие сроки.

Учитывая сложности с достижением целевой степени локализации оборудования, инвесторы также принимают на себя и значительные риски в случае невыполнения такого условия: к ним применяются значительные штрафные коэффициенты к расчетной величине платы за мощность (для ВЭС – 0,45, для СЭС – 0,35). Это существенно ухудшает экономику проектов и практически ведет к потере средств инвесторов. Тем не менее, при всех сложностях реализации программы, шаг в направлении развития возобновляемой энергетики в нашей стране сделан, что гораздо лучше, чем просто стоять на месте.

Специфика российской действительности заставляет внутренних и внешних инвесторов брать на себя необоснованно высокие риски развития ВИЭ в нашей стране. Это может послужить стимулом для финансирования проектов в других странах со стабильной стратегией поддержки, использующей отработанные во всем мире механизмы. Чтобы не упустить открывающиеся перед Россией возможности сформировать совершенно новую индустрию возобновляемой энергетики с ясными перспективами и огромным потенциалом, необходимо постоянно держать руку на пульсе рынка.

Со стороны органов власти необходимо совершенствовать систему поддержки, учитывая опыт других стран и мнения основных игроков, создавать бизнес механизмы поддержки ВИЭ и формировать устойчивую саморегулируемую динамично развивающуюся систему, где сам рынок будет задавать темп внедрения возобновляемой энергетики в России без особой необходимости преодолевать регулятивные и процедурные барьеры.

Огромное влияние на экономику проектов ВИЭ в России оказывает тот факт, что существующие нормы технического регулирования делают невозможным прогнозирование сроков согласования проектной документации, реализации проектных решений, что ведет к существенному, неоправданному удорожанию проектов строительства новых видов генерации, в частности ветроэнергетических станций.

Одной из ключевых проблем является то, что в соответствии с действующими нормами к ветротурбинам, которые представляют собой весьма высокую конструкцию (башня турбины – не менее 80-90 м, а также лопасть длиной 50-60 м), предъявляются требования как к высотным зданиям и сооружениям (как например, небоскребы Москва-сити или дымовые трубы). В результате такого подхода типовой проект ветропарка (как это фактически происходит за рубежом) превращается в объект, требующий отдельного детального рассмотрения, с предъявлением нерелевантных требований по обеспечению устойчивости конструктивных элементов, заимствованных из высотного строительства. Это приводит к тому, что фундаменты российских ветропарков обойдутся инвестору в 1,5-2 раза дороже, чем в Европе, вследствие необходимости перепроектирования и перерасхода материалов, а на прохождение согласований может потребоваться 2-3 дополнительных месяца.

Характерная для российской энергетики деталь – 100% резервирование на случай ремонтов основной линии дает почти двукратное завышение стоимости решений по выдаче мощности по сравнению с европейскими проектами. Но ВИЭ в силу своей специфики в принципе не могут гарантировать постоянное производство электроэнергии – ветер то есть, то нет. В случае ремонтных ситуаций проще было бы временно приостановить станцию, чем сооружать еще одну дорогостоящую линию электропередач.

Так как ВЭС по действующим нормам – это промышленное предприятие, то согласно строительным нормам проектирования автодорог на территории предприятия должны быть проложены дороги, соответствующие по качеству дорогам общего пользования – широкие, асфальтированные, с насыпью и водоотводными канавами, и трубами дренажа, знаками и дорожной разметкой. И это для тех дорог, которые фактически будут загружены только в момент строительства ВЭС. В период эксплуатации по ним будет ездить разве что пара легковых автомобилей с персоналом ветростанций. Поэтому в практике строительства зарубежных ВЭС используются гравийные и даже грунтовые дороги, если они обладают необходимой несущей способностью. Что в разы дешевле асфальта, и совершенно не влияет на безопасность эксплуатации ветропарков.

Перспектива масштабного строительства проектов ВИЭ в РФ требует от российских профильных ведомств пересмотреть действующие нормативно-правовые акты, относящиеся к сфере строительства и эксплуатации объектов, чтобы привести их в соответствие с принятыми международными практиками и стандартами, с целью исключения избыточных требований и неоправданного завышения стоимости строительства объектов ВИЭ.

На столь небольшом по мировым меркам рынке Российской Федерации возобновляемая энергетика в среднесрочной перспективе не успеет достигнуть уровней стоимостной конкурентоспособности с традиционными видами генерации, паритета по LCOE (паритет нормированной стоимости электроэнергии).

По оценкам экспертов, это произойдет в период 2025-2030 годы, то есть соответствующие рыночные стимулы для внедрения возобновляемой энергетики в РФ сформируются только после окончания программы ДПМ ВИЭ – после 2024 года. Продление мер поддержки – жизненно важное решение для данной отрасли.

Для возобновляемой энергетики нужен долгосрочный сигнал, что данное направление в нашей стране будет и дальше развиваться за горизонтом 2024 года. Но простой расчет показывает, что уже на начальном этапе – на уровне программных документов, регулирующих энергетическую политику России, очевидно расхождение в целях и задачах развития ВИЭ.

Согласно Энергостратегии к 2035 году в Российской Федерации должно появиться 8,5 ГВт генерирующих объектов ВИЭ, из которых 5,5 ГВт уже будет введено к 2024 году. Таким образом, темпы ввода новых объектов (3 ГВт за период 2024-2035 годах) после окончания программы будут снижаться. Это означает, что созданные по программе ДПМ мощности с потенциалом выпуска до 800 МВт/год объектов ВИЭ (500 МВт/год ветряных, 300 МВт/год солнечных электростанций) и способные обеспечить не менее 10 ГВт прироста ВИЭ в России, в период 2024-2035 годы будут не загружены полностью или будут простаивать.

Это совершенно недопустимо для рынка возобновляемой энергетики, который будет развиваться в мире опережающими темпами ближайшие десятилетия. Нужно не только сохранить, но и увеличить в РФ динамику внедрения ВИЭ за горизонтом 2024 года. Мы не можем стоять в стороне от происходящего процесса трансформации мировой энергетики, драйвером которого являются возобновляемые источники энергии. Не обращать внимания на очередной тренд развития мировой энергетики, как это произошло со сланцевой революцией, переформатировавшей глобальные энергетические рынки, мы себе позволить не можем. Когда развитые страны уже прошли первый этап и вышли на иную траекторию развития, мы еще находимся в стадии принятия решения: быть ли широкомасштабному внедрению ВИЭ в России или нет.

Но даже на начальном этапе развития возобновляемой энергетики Российская Федерация обладает необходимым научно-техническим и промышленным потенциалом почти по всем технологиям ВИЭ. Нам есть, что предложить миру: новые конструкции, современные материалы, силовая электроника, системы управления, программное обеспечение, технологии строительства и так далее, мы можем быть конкурентоспособны в этих направлениях. Россия может и должна быть интегрирована в глобальную цепочку добавленной стоимости в отрасли ВИЭ, быть ее частью.

Опыт таких стран, как Испания, Индия, Китай и другие, показывает, что трансфер передовых технологий возобновляемой энергетики послужит катализатором дальнейшего интенсивного развития отрасли ВИЭ, обладающей большим мультипликативным эффектом: создания новых высокотехнологичных рабочих мест, снижения выбросов загрязняющих веществ, экономии на потреблении энергоресурсов, стимулирования спроса на отечественную продукцию машиностроения и услуги по строительству генерирующих объектов.

Развивая ВИЭ, мы создаем в России параллельно две новые высокотехнологичные отрасли: производство оборудования и машиностроение для возобновляемой энергетики, а также строительство и эксплуатация подобных объектов. Единственным правильным решением в этом случае будет отбросить все сомнения и создавать масштабную и перспективную отрасль возобновляемой энергетики, нарабатывать и развивать компетенции в этой области, встраиваться в глобальные производственные цепочки и быть одним из основных игроков на мировом рынке ВИЭ.

В 2010 году для стимулирования сокращения дефицита мощностей в экономике (отчасти только прогнозируемого) регуляторами энергетического рынка была инициирована программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая была призвана создать условия для финансирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.


Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов, на сайте Минэнерго можно найти следующую структуру общего объёма программы:


На начало 2016 года по программе ДПМ оставалось ввести около 7,5 ГВт. Реализация проекта привела к неожиданной проблеме - мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2014 году примерно на 30%. Существенная величина, которая привела к избытку мощности в экономике. В связи с переизбытком предложения генерирующие компании пытаются сдвинуть сроки по ещё не введённым объектам или же перенести задним числом сроки ввода уже сданных объектов в тех случаях, когда эти сроки оказались нарушенными, что привело к санкциям.


В преддверии завершения программы регуляторы энергетического рынка разошлись во мнениях, стоит ли продлевать эту программу. Несмотря на то, что дефицит мощностей сменился существенным профицитом, в отрасли осталась одна весомая проблема - сильный износ уже работающих мощностей. Для постепенного вывода ветхих фондов и их замены новыми необходимо сохранить имеющийся в отрасли денежный поток, для чего нужно либо продлить программу ДПМ, либо придумать иные механизмы привлечения средств в отрасль.


Среди вариантов, не считая сохранения не самой эффективной по мнению экспертов энергетического рынка программы ДПМ, Минэкономики называет повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), куда мощности, построенные по ДПМ, попадают в обязательном порядке, и механизм гарантирования инвестиций, что, по-видимому, соответствует принятому в распределительной энергетике RAB-регулированию тарифов, нацеленному на возврат инвестированных средств посредством гарантированной государством доходности на инвестированный капитал.


Против продления программы ДПМ говорит то, что в стоимости электроэнергии для конечного потребителя надбавка за мощность по программе ДПМ может составлять до 10% от тарифа. Впрочем, недофинансирование может через некоторое время привести к тому, что потребуются новые экстренные меры, вроде той же программы ДПМ, принятой несколькими годами ранее. Затраты на инвестиции всё равно нужно возвращать, в противном случае просто не будет желающих их осуществлять. Делать это лучше постепенно, используя эффективные механизмы привлечения средств в отрасль.


Также не до конца ясно возможное влияние отказа от программы ДПМ на сбытовые компании. Сбытовая надбавка рассчитывает в процентах от стоимости электроэнергии, снижение которой может также привести к снижению доходов сбытовых компаний. В конечном счёте потребитель выиграет вдвойне, однако пострадает отрасль. Вариант с полным отказом от любых механизмов привлечения инвестиций в генерирующую отрасль выглядит маловероятным. Кроме того, пик платежей по программе ДПМ приходится на 2021−2022 годы. Перспектива по российским меркам достаточно отдалённая, скорого прекращения поступления средств ждать не стоит. С учётом необходимости модернизации устаревших мощностей велика вероятность, что при помощи старых или новых механизмов финансирование отрасли за счёт потребителей сохранится.


Изображение: http://atomproekt.com/activitycategories/generation/