Коротко

Новости

Подробно

Фото: Кристина Кормилицына / Коммерсантъ   |  купить фото

Солнце гасит ветер

Инвесторы в энергетику спорят о субсидиях

Газета "Коммерсантъ" от , стр. 9

По данным “Ъ”, инвесторы в зеленую энергетику спорят о распределении объемов поддержки отрасли до 2035 года. Предполагается, что на солнечную генерацию уйдет до 35% от общей квоты, а остальное практически полностью достанется ветрогенерации. Теперь крупнейший инвестор в строительство солнечных электростанций (СЭС) «Хевел» просит правительство увеличить пропорцию для солнечной генерации хотя бы до 45%. Инвесторы в гидрогенерацию тоже недовольны.


Крупнейший российский инвестор в солнечную энергетику группа компаний «Хевел» (СП «Реновы» Виктора Вексельберга и «Реам Менеджмент» Михаила Сиволдаева) выступает против того, что основная часть поддержки возобновляемой энергетики в РФ будет направлена в адрес ветрогенерации, следует из письма гендиректора компании Игоря Шахрая в правительство от 23 августа.

Поддержка ВИЭ идет за счет повышенных выплат с оптового энергорынка: договоры на поставку зеленой мощности (ДПМ ВИЭ) гарантируют возврат инвестиций за 15 лет. Программа кончается в 2024 году, инвесторы в ВИЭ лоббируют ее продление до 2035 года, при этом к ним будут предъявлены требования по экспорту оборудования и повышению уровня локализации. Объем инвестиций в сектор Минэнерго предлагает ограничить 400 млрд руб. (в ценах 2021 года), из которых лишь 30 млрд руб. направить на поддержку мини-ГЭС.

На строительство ветроэлектростанций (ВЭС), по расчетам министерства, можно направить 240,5 млрд руб., на строительство солнечных станций (СЭС) — 129,5 млрд руб. (пропорция 35% на 65% в отношении инвестресурса, 30% на 70% по мощности вводов).

В пересчете до 2050 года (с учетом возврата инвестиций за 15 лет) общая нагрузка на оптовый энергорынок может составить 690–800 млрд руб.

Расчеты «Роснано» (развивает ВЭС вместе с Fortum), глава которой Анатолий Чубайс возглавляет недавно созданную Ассоциацию развития возобновляемой энергетики (АРВЭ), в целом совпадают с расчетами Минэнерго. «Роснано» предлагает построить 4,95 ГВт ВЭС и 2,14 ГВт СЭС (пропорция 70% на 30%). Но в «Хевеле» считают, что объемы СЭС занижаются в пользу ВЭС, предлагая увеличить пропорцию для солнечной генерации до 45%. Всего, по мнению компании, отрасли нужно 8,1 ГВТ новых мощностей — 3,7 ГВт СЭС и 4,4 ГВт ВЭС.

В Ассоциации солнечной энергетики считают, что при предложенном Минэнерго сценарии покрытие внутреннего спроса на солнечную генерацию составит всего 35%, исходя из уже имеющегося объема производства оборудования в 700 МВт в год. Это лишит отрасль эффекта масштаба. «Инвестиционные программы в развитие технологий будут свернуты, ряд производств закроется, в итоге достижения отрасли за почти десятилетний период будут потеряны»,— считают в ассоциации. В «Роснано» же свое предложение аргументируют тем, что коэффициент использования установленной мощности у ВЭС в два раза выше, чем у СЭС, а одноставочная цена электроэнергии в два раза ниже. Кроме того, отмечают в «Роснано», для СЭС существует розничный рынок, доступ на который закрыт для ВЭС из-за мультимегаваттного класса оборудования.

Минимальный размер программы поддержки, при котором сектор получит импульс к дальнейшему развитию,— 900 МВт ежегодно, говорят в АРВЭ:

«Именно в логике этой цифры участники рынка вырабатывали решения по экспорту и углублению локализации, а распределение объемов СЭС и ВЭС в пропорции 35% на 65% считалось взвешенным и согласованным, предложения Минэнерго этому не противоречат». Глава информационно-аналитического центра «Новая энергетика» Владимир Сидорович считает, что солнечная и ветроэнергетика достойны равноценной поддержки: потенциал их развития различен в зависимости от региона.

Одновременно на увеличение финансирования претендуют инвесторы в малые ГЭС. Их объемы в первой программе ДПМ ВИЭ были мало востребованы, из-за этого правительство решило урезать их квоту до 30 млрд руб. Но гидроэнергетики в письме вице-премьеру Дмитрию Козаку от 28 августа подчеркивают, что готовы построить 1,857 ГВт до 2035 года, на что потребуется до 206,7 млрд руб. при оптимальном сценарии, 103 млрд руб.— при критическом.

Татьяна Дятел


Новым АЭС растягивают выход на окупаемость

«Росатом» готов пересмотреть параметры новых инвестконтрактов на строительство атомных энергоблоков для того, чтобы «сгладить» по ним платежи оптового энергорынка. Новые атомные энергоблоки строятся в РФ по договорам на поставку мощности (ДПМ), гарантирующим возврат инвестиций за счет повышенных платежей потребителей. Выплаты по ДПМ для АЭС идут не менее 20 лет, базовая доходность — 10,5%.

Как следует из письма первого замглавы «Росатома» Александра Локшина в Минэнерго от 30 июля, компания согласна растянуть сроки действия для ДПМ АЭС на 50–60 лет (сейчас не менее 20 лет), снизив доходность по ним до 8,3% (с 10,5%). Это реакция на просьбу крупных потребителей, в апреле (см. “Ъ” от 5 апреля) выступивших с инициативой пересмотра параметров контрактов. По мнению бизнеса, если растянуть срок платежей за мощность для АЭС и ГЭС до 40–45 лет, нагрузка на энергорынок снизится на 40 млрд руб. в год. Но в «Росатоме» подчеркивают, что эти изменения не могут распространяться на старые ДПМ АЭС.

По оценке госкорпорации, на строительство новых энергоблоков в 2025–2036 годах потребуется 880 млрд руб., в 2036–2050 годах — 1,57 трлн руб. (в ценах 2021 года). В частности, как следует из письма госкорпорации, запланированы вводы второго–четвертого энергоблоков на Ленинградской АЭС-2 в 2021, 2026 и 2028 годах, четырех энергоблоков на Курской АЭС-2 (в 2025, 2027, 2029 и 2031 годах), БРЕСТ-ОД-300 в 2026 году, двух энергоблоков на Смоленской АЭС-2 (в 2030 и 2032 годах) и БН-1200 на Белоярской АЭС в 2036 году. Сейчас первые энергоблоки на ЛАЭС-2 и Курской АЭС-2 строятся «Росатомом» за счет выручки от старых ДПМ, но, по данным “Ъ”, компания настаивает на заключении с ней ДПМ на эти объекты.

Продление срока окупаемости и снижение доходности по ДПМ АЭС приведут к существенному сокращению ежегодного платежа, но увеличению нагрузки на рынок в долгосрочной перспективе, замечает Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». При этом общая сумма платежей за весь период окупаемости — 20 лет при доходности 10,5% или 50 лет при 8,3% — будет схожей, считает аналитик.

Татьяна Дятел


Комментарии
Профиль пользователя