Государство может скорректировать планы по локализации в России производства оборудования для зеленой энергетики. Из-за отсутствия таких заводов инвесторы отказывались строить ветровые электростанции, и "Совет рынка" согласен с предложением снизить требуемый уровень локализации для таких проектов с 65% до 36-49% в 2016-2018 годах, а также повысить предельные капзатраты. Но поддержать малые ГЭС, повысив для них плановый уровень доходности в 14%, "Совет рынка" не соглашается. Потребители ожидаемо выступили против изменений: именно их платежи обеспечивают окупаемость зеленой генерации и любые послабления могут привести к росту конечных энергоцен.
Фото: Виктор Коротаев, Коммерсантъ / купить фото
7 августа рабочая группа НП "Совет рынка" по разработке изменений в нормативно-правовые акты по возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) рассмотрела предложения отрасли по изменению условий конкурсов на строительство зеленых станций. Система поддержки ВИЭ за счет оптового энергорынка введена в 2013 году. Раз в год на конкурсе отбираются ветровые (ВЭС), солнечные (СЭС) электростанции и малые ГЭС, удовлетворяющие требованиям по капзатратам и локализации оборудования, им дается право заключения договора на поставку мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций за счет повышенных платежей). Но если на конкурсе по СЭС второй год ажиотаж — распродан весь объем мощности на 2015-2018 годы, то по ВЭС и малым ГЭС расторговано лишь 8,5% и 4,8% соответственно. Одной из основных причин этого в отрасли называли отсутствие российских производителей оборудования, а высокий уровень локализации используемых комплектующих является обязательным условием для участия в конкурсах (см., например, "Ъ" от 16 июня).
В июле представители отрасли направили "Совету рынка" предложения по улучшению ситуации, ряд из них НП поддержало. Важнейшее — снижение уровня локализации для оборудования ВЭС. Предлагалось снизить требуемый уровень локализации с 65% на 2016-2020 годы до 36% в 2016-2017 годах и 49% в 2018 году. Но по этому вопросу в отрасли не было единой позиции: зарубежные производители оборудования лоббировали смягчение требований, а отечественные (например, ООО "Русский ветер") резко возражали, и письмо в НП поступило с их особым мнением.
"Совет рынка" поддержал позицию большинства и согласился также с требованием проиндексировать предельные капзатраты. По мнению старшего эксперта AF-Mercados Анатолия Копылова, они нуждаются в пересмотре: когда их рассчитывали, €1 стоил 41-42 руб., а сейчас — 46-48 руб. "Часть оборудования все же будет импортироваться, и за счет курса с предельного уровня капзатрат списалось около 15%",— объясняет он. Но НП отказалось поддержать два других предложения: продление 14-процентной нормы доходности для ДПМ по ВИЭ на 2016-2017 годы (сейчас 14% применяется только к проектам, отобранным на конкурсах 2013 и 2014 годов, а далее падает до 12%). Особенно сильно снижение доходности задевает ВЭС и малые ГЭС, фактически пропустившие первые конкурсы. Но "Совет рынка" счел, что делать исключение для ветра и воды нецелесообразно. Регулятор отказался и восстанавливать не выбранные в прошлые годы квоты: по мнению НП, перенос этих объемов на будущие годы приведет к росту цен для потребителей.
Но, как уточняет исполнительный директор Российской ветроэнергетической ассоциации Максим Гридасов, решения рабочей группы "Совета рынка" рекомендательные, еще нужно дождаться решения профильных министерств. В "Совете рынка" пояснили, что рабочая группа проведет еще одно собрание и итоги обсуждений отправят в Минэнерго для формирования предложений по пересмотру постановления правительства.
По мнению Максима Гридасова и гендиректора "ВетроОГК" (принадлежит "Атомэнергомашу") Сергея Тулякова, изменения позитивно скажутся на отрасли. "Требования по локализации блокировали развитие ВЭС и малой гидроэнергетики, это очевидный факт, с которым на словах согласны министерства и ведомства",— отмечает господин Копылов.
К моменту введения ДПМ ВИЭ уже достраивался завод "Хевела" (подконтролен "Ренове") по производству солнечных панелей, напоминает он, но ни в ветроэнергетике, ни в малых ГЭС никакого движения не было. "Чтобы строились заводы, нужен необходимый объем рынка и время на его становление,— говорит Анатолий Копылов.— Решения об инвестициях в сотни миллионов долларов принимаются лишь на понятном рынке". По словам господина Тулякова, производители ветроустановок могут развернуть производство в РФ, если будет гарантирован спрос хотя бы на 2 ГВт в ближайшие годы. Отказ от сохранения доходности в 14% осложнит привлечение заемных средств: ставка кредитования достигает 10% годовых, при доходности 12% конкурсы будут малопривлекательны для инвесторов.
Сохранение нормы доходности особенно было важно для малых ГЭС. "Более высокий базовый уровень доходности обусловлен планами правительства по скорейшему привлечению инвесторов,— говорит и. о. начальника департамента ВИЭ "РусГидро" Дмитрий Смолин.— И если с солнцем этот процесс пошел, то на конкурс по малым ГЭС в 2013 году вообще не поступило заявок, а в этом году пришло только "РусГидро"". По его словам, низкая активность менее крупных участников связана с необходимостью представить аккредитив, достаточно сложный инструмент для привлечения серьезных инвестиций, а также с длинным циклом строительства малых ГЭС. Господин Смолин добавляет, что "РусГидро" рассматривает участие в конкурсах в связке с реализацией программы строительства малых ГЭС с китайскими партнерами (Power China, между компаниями заключено соглашение о строительстве до 2020 года порядка 35 малых ГЭС), к концу года компании придут к конкретике. Недовольными остались и потребители. "Снижение требований к локализации производства и рост стоимости нетрадиционной генерации противоречат целям поддержки проектов ВИЭ,— говорит директор НП "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев.— Развитие технологий в РФ откладывается, а цена инноваций становится еще более несоразмерной эффекту".