Директор АРВЭ о перспективах возобновляемой энергетики в России

Об итогах первого этапа программы поддержки «зеленой» генерации в России “Ъ” рассказал директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев.

— Завершились отборы по первой программе поддержки ВИЭ. Какие основные итоги программы?

— Последний отбор подтвердил устойчивый тренд на снижение стоимости технологий возобновляемой энергетики благодаря серьезнейшей конкуренции между участниками. Объем заявок в сегменте ветроэнергетики превысил плановый объем более чем в 3,5 раза. В результате заявка снизилась более чем в два раза относительно предельных значений, и впервые весь объем был отобран по 65 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности. Если пересчитать на валюту, то это примерно $800–850. Сейчас это один из самых низких в мире показателей, если оценивать проекты именно по уровню капитальных вложений. Наверное, только в Индии могут быть показатели ниже: американский рынок показывает устойчивый диапазон $950–1200 за 1 кВт. С такой стоимостью строительства конечная цена за электроэнергию такого проекта будет составлять менее 5 руб. за 1 кВт•ч.

В текущей программе ДПМ ВИЭ оптимизация в основном прошла по капитальным вложениям, операционные затраты оставались постоянными для всех проектов. На следующем этапе после 2025 года будет серьезно понижен и предельный показатель по стоимости строительства и по операционным затратам — примерно в два раза. То есть стоимость электрической энергии, или всем полюбившийся показатель одноставочной цены (LCOE) ВИЭ-генерации, продолжит снижаться.

— ВИЭ-проекты уже готовы участвовать в отборах наравне с традиционной генерацией?

— Если сейчас провести единый технологически нейтральный аукцион для всех типов генерации по одноставочной цене, то проекты ВЭС уже могли бы конкурировать с рядом проектов тепловых и атомных электростанций. Ветер точно победит угольные станции, с газовыми тяжелее конкурировать, хотя и среди них есть неэффективные проекты, которые существенно дороже по параметру LCOE. Уверен, что в ближайшей перспективе нас ждет серьезный прорыв по стоимости солнечной энергии, а после 2030–2035 годов ВИЭ-генерация начнет конкурировать практически со всеми традиционными технологиями.

— Почему сейчас ВИЭ-проектам было бы сложно на конкурсе с другими видами генерации?

— Одноставочная цена тепловых и атомных электростанций, которые уже построены в рамках ДПМ, может составлять от 3 руб. до 1 тыс. руб. за 1 кВт•ч. Цена сильно зависит от уровня загрузки: даже если станция простаивает в резерве или просто постоянно ломается, то потребитель по текущим правилам независимо от обстоятельств заплатит за ее мощность. Поэтому чем менее загружена станция, тем выше ее одноставочная цена. С такими отдельными неэффективными проектами конкуренция уж точно возможна, однако будет ли она устойчивой в общем масштабе, говорить пока сложно. Еще важно понимать, как будет расти стоимость топлива для традиционных электростанций — это один из основных драйверов цен. Если топливо подорожает, появится углеродный налог или некий экологический сбор, то ценовой паритет возобновляемой и углеродоемкой энергетики стремительно сблизится. И здесь все будет зависеть от строгости углеродного регулирования: в крайнем сценарии ВИЭ-генерация может стать дешевле даже амортизированных старых электростанций.

— Как ограничения на фоне пандемии повлияли на темпы ввода строящихся ВИЭ-электростанций?

— Ограничения, безусловно, повлияли — наверное, нет ни одного проекта, на котором они никак не сказались. Самые жесткие ограничения пришлись на март—июнь, сейчас идет вторая волна: компании продолжают испытывать определенные трудности с поставками оборудования и перемещением рабочей силы, инженерных компаний. Негативное влияние есть, но насколько оно критично — вопрос неоднозначный. В этом году сектор установил очередной рекорд: перешагнули рубеж в 1 ГВт строительства в год, почти в два раза больше, чем в 2019 году. Изначально в этом году планировалось запустить около 1,5 ГВт. То есть отставание есть, но отрадно видеть, что все-таки оно не 100%, не 50%, а менее 30% от целевых показателей.

— В начале года инвесторы просили безусловной отсрочки штрафов за срывы сроков ввода. Почему вас не поддержали?

— Ассоциация выходила с инициативой о безусловной отсрочке штрафов, чтобы инвесторы могли уйти от необходимости дополнительной волокиты по обоснованию наступивших форс-мажоров, согласований отсрочек и снижения штрафов на наблюдательном совете «Совета рынка». По мнению большинства инвесторов, сложно спорить с объективной причиной просрочек в этом году: в России и в мире действовали масштабные ограничительные меры. Минэнерго пока занимает несколько иную позицию: ведомство ранее решило, что необходимо рассматривать все проекты индивидуально, собирать доказательную базу. Мы считаем, что оспаривать негативные эффекты от пандемии, которые актуальны абсолютно для всех, крайне трудно, надеюсь, компромисс в итоге будет найден. Практически во всех странах с различными механизмами поддержки ВИЭ инвесторам были даны такие отсрочки — как правило, не менее чем на год. В России участники запрашивали довольно скромную цифру — от трех месяцев без снижения срока оплаты мощности по ДПМ до шести месяцев в счет снижения срока начисления платежей. Потребители от этого точно не проигрывают, поскольку на протяжении 15 лет договора общая оплата снижается. Но при этом не возникает дополнительной нагрузки на инвесторов — они и так в этом году столкнулись со сложностями, которые отразились и на затратах, и на привлечении финансирования.

— Но потребители тоже столкнулись с трудностями.

— Да, абсолютно точно, этого никто не оспаривает. Но это не значит, что убытки или банкротство инвесторов в ВИЭ-генерацию как-то поправят эту ситуацию.

— Потребители критикуют механизм поддержки ВИЭ через ДПМ, поскольку у возобновляемых источников энергии по определению не может быть фиксированной мощности. Согласны ли вы с этой критикой?

— Таковы реалии нашего рынка. К сожалению или к счастью, на нашем рынке есть только один инструмент, который гарантирует доходность,— это ДПМ. Он был придуман для того, чтобы привлекать в сектор инвестиции. Можно спорить, насколько он адекватен в текущих условиях. Но если детально рассматривать именно ДПМ ВИЭ, то все-таки он серьезно отличается от ДМП для тепловой генерации. Тепловая генерация получает 100% своего платежа за мощность, даже если по каким-то причинам работает с низким КИУМ, например ниже 10%. С возобновляемой энергетикой несколько другая история: получить 100% своего платежа можно только в том случае, если станция выполняет ряд требований, в том числе по уровню загрузки. Если объект не выполнил нормативные требования, то он либо совсем не получит свой платеж за мощность, либо получит его в меньшем объеме. Здесь все-таки рыночная справедливость присутствует. Другим важным отличием от теплового ДПМ является применение требований по локализации: для объектов ВИЭ-генерации они составляют не менее 65%, а после 2025 года ожидается дополнительное повышение — до 85–90%. Также на втором этапе программы мы полностью переходим на распространенную во всем мире модель отбора и оплаты проектов ВИЭ по одноставочной цене. Сам по себе инструмент ДПМ сохраняется: текущая система регулирования не может пока предложить новых инструментов, кроме ДПМ. Поэтому оплата мощности и на втором этапе тоже сохранится, но будет еще больше привязана к объемным показателям выработки электроэнергии.

— А инвесторы могли бы предложить какие-то новые формы поддержки?

— Если говорить о программе в рамках оптового рынка, то новый инструмент, спроектированный для второго этапа, вполне отвечает всем текущим реалиям. По новым правилам объем оплаты электроэнергии или уровень возврата инвестированного капитала будет напрямую и четко зависеть от объема выработки электроэнергии. Цена за мощность становится плавающей: она зависит от ежемесячных показателей. Она будет пересчитываться в зависимости от эффективности работы каждой отдельной электростанции по факту. На мой взгляд, этот инструмент уже достаточно сбалансирован.

Конечно, мы можем обращаться к каким-то дополнительным производным инструментам, которые повысят инвестиционную эффективность проектов. В частности, мы говорим про «зеленые» сертификаты. Многие участники рынка, в том числе потребители, почему-то рассматривают этот инструмент как сверхприбыль для объектов ВИЭ-генерации и считают, что ее надо исключать из платежа по ДПМ. Но они не учитывают того, что возможность получения дополнительной прибыли будет уже учтена в заявках на конкурсных отборах. Точно так же, как это происходит на отборах программы модернизации старых ТЭС: инвестор, подавая заявку на отбор по тепловой генерации, предусматривает эффекты от дополнительного заработка на рынке тепла. Инвестор в ВИЭ, формируя заявку на конкурсный отбор, тоже сможет учесть возможную прибыль от продажи зеленых сертификатов. Я здесь вижу совершенно нормальную комбинацию. Считаю совершенно неуместным усложнять механизм требованиями дальнейшей корректировки платежа за мощность на тот объем выручки, которую объект получит за продажу сертификатов. Данный сегмент рано или поздно будет востребован и сыграет немаловажную роль в доходности инвестпроектов ВИЭ.

— Но как выручка от сертификатов будет учитываться в доходах уже работающих электростанций?

— Здесь ситуация сложнее — для построенных проектов это будет дополнительной прибылью. Думаю, нет сомнений, что инвестор будет готов пересматривать свои показатели по ДПМ. Но здесь важно принять взвешенное решение. Основной объем денежного потока инвестора идет на погашение банковских кредитов. Для инвестора параметры оплаты мощности — это обеспечение исполнения обязательств по кредиту. По сути, у банка в залоге будущая выручка инвестора, и банк ориентируется на цену за мощность. В этой ситуации необходимо предусмотреть адекватный механизм учета дополнительной выручки от сертификатов и при этом сохранить мотивацию инвесторов ВИЭ к их выпуску и дальнейшей продаже. Когда инвестору предлагают продать сертификаты, но затем изъять весь объем денежных средств, то мотивация пропадает. Наше предложение: если и изымать выручку от продажи сертификатов, то не 100%, а, например, 80% или 90% — тогда дополнительная волокита не будет бессмысленной. Альтернативный вариант: не гоняться за этой дополнительной прибылью держателей ДПМ ВИЭ, а просто по умолчанию передавать каждому потребителю право на какой-то объем сертификатов.

— Программа ДПМ ВИЭ все равно не позволит существенно увеличить долю «зеленой» мощности и выработки в РФ. В чем основная проблема медленного развития?

— Первая причина — это все-таки более высокая стоимость электроэнергии от ВИЭ на старте программы в 2013 году. Первые конкурсные отборы проходили для СЭС с ценой более 20 руб. за 1 кВт•ч, а для ВЭС — больше 12–13 руб. Только по мере развития механизма и рынка мы увидели снижение конечной цены в два-три раза. Сейчас эта проблема уходит.

Другая проблема: сама отрасль электроэнергетики довольно инерционна и не готова к быстрым изменениям технологического уклада. Костяк энергосистемы составляет традиционный набор технологий, существующий последние 60–70 лет: АЭС, большие ГЭС, большие ТЭС и ТЭЦ. Чтобы заставить и регуляторов, и «Системного оператора» что-то менять, требуется время или быстро растущий спрос на электроэнергию. Темпы развития ВИЭ достигают максимальных значений именно в тех странах, где рост спроса на электроэнергию находится на достаточно высоких уровнях. Основное преимущество ВИЭ-генерации — скорость строительства. ВЭС и СЭС строятся за один год, тогда как тепловая или атомная генерация строятся от трех до десяти лет. Но у нас такой проблемы нет: в России, наоборот, идет торможение темпов роста спроса в системе. Благодаря первой программе ДПМ уже создан определенный профицит мощности, что тоже вызывало определенный антагонизм и у потребителей, и у регулятора относительно необходимости наличия в системе большого объема дополнительных мощностей.

Еще одна причина — недостаточное внимание России к климатической повестке. Только сейчас эта тема начинает проявляться в различных стратегических документах, но ценность «зеленых» технологий пока широко не подтверждена на государственном уровне. Отсутствие углеродного регулирования и сборов за углеродные выбросы все еще отдаляет тот самый ценовой паритет ВИЭ с традиционной генерацией. Если к каждому киловатт-часу тепловой станции прибавить еще какую-то стоимость производимых ею углеродных выбросов, то «зеленая» генерация моментально выйдет на первые позиции. Я уверен, что все будет меняться очень быстро: процесс, который инициировала Европа, к счастью, необратим. «Зеленая сделка» и внедряемый в ее рамках механизм трансграничного углеродного регулирования неизбежно приведет к повышению ценности «зеленых» технологий во всем мире. И здесь крайне важно вовремя сориентироваться и оценить будущий рынок: возможно, изменение технологического уклада — это тот самый шанс для нашей экономики, который позволит занять новые позиции на мировом рынке.

Беседовала Полина Смертина