Новая программа поддержки «зеленой» генерации после 2025 года, очевидно, будет не самой комфортной для инвесторов. Перед ними ставят амбициозные задачи: углубить локализацию, обеспечить экспорт оборудования и взять обязательства по объему выработки электроэнергии. Значительно сократить отставание от других стран все равно не получится: итоговый объем мощности ВИЭ в стране составит 13 ГВт, а доля в выработке — лишь 3%. Чтобы совершить рывок, по мнению экспертов, нужно увеличивать объем программы, вводить экологический налог или увеличивать цены на газ.
Фото: Getty Images
Фото: Getty Images
Медленно и дорого
Оживление сектора произошло лишь в 2013 году с началом эпохи нового инструмента поддержки энергетиков — договоров поставки мощности (ДПМ). Строительство «зеленой» генерации оплачивает промышленность через надбавку к цене мощности. Механизм весьма спорный. Метеозависимые солнечные и ветряные электростанции не обладают мощностью, а выполнение скромных нормативных значений загрузки позволяет им получать платеж с рынка в полном объеме, говорит заместитель директора «Сообщества потребителей энергии» (объединяет крупных потребителей электроэнергии) Валерий Дзюбенко. Поэтому у новых ВИЭ нет стимулов к повышению эффективности оборудования и максимизации выработки, отмечает он.
Программу критиковали и за высокую стоимость: цена ВИЭ-электростанций опустилась до мировых значений только ближе к концу программы после прихода иностранных инвесторов. К отбору 2019 года цены упали вдвое: по проектам солнечных электростанций (СЭС) — до 50 тыс. руб. за 1 кВт, а ветряных (ВЭС) — до 65 тыс. руб. за 1 кВт. Такие показатели с учетом текущего валютного курса даже ниже, чем в других странах, рассказывает аналитик Vygon Consulting Ростислав Костюк. По его оценкам, средние мировые затраты на строительство СЭС и ВЭС находятся на уровне $900 и $1,5 тыс. за 1 кВт соответственно. Однако, например, в Индии проекты обходятся до 30% дешевле, а в США, напротив, стоимость строительства выше среднего на 20%. Причем по конечной цене за киловатт-час ВИЭ в России уже конкурируют с угольными и атомными проектами, рассказывает эксперт. Но Валерий Дзюбенко отмечает, что цена электроэнергии от ВИЭ в РФ кратно превышает среднемировые показатели: «Например, даже с учетом снижения цен на последних отборах проектов ВИЭ цена электроэнергии в одноставочном выражении за жизненный цикл (LCOE) по солнечным электростанциям, по нашим подсчетам, примерно в четыре раза, а по ветряным — в два с половиной раза превышает соответствующие среднемировые уровни цен».
В мировых масштабах результаты программы скромные. По ее итогам в 2025 году объем альтернативной генерации в России вырастет до 6 ГВт, а доля «зеленой» выработки приблизится к 1%. Совокупная мощность новых производств для ВИЭ-электростанций составляет около 1,7 ГВт в год. При этом в мире ежегодно строят более 150 ГВт солнечных и ветряных электростанций, производственные мощности (большая часть сконцентрирована в Азии) позволяют выпускать более 200 ГВт солнечных модулей и более 300 ГВт солнечных элементов в год, рассказывает директор информационно-аналитического центра «Новая энергетика» Владимир Сидорович.
Останавливаться на достигнутом нельзя, считают «зеленые» генераторы, указывая на необходимость увеличения доли «зеленой» выработки в РФ, снижения вредных выбросов и создания новых производств. К инвесторам прислушались: правительство продлило программу до 2035 года, ограничив ее объем 400 млрд руб. Но пока продолжаются споры вокруг новых параметров программы.
Сделай сам
Во второй программе уровень локализации электростанций, по оценкам участников рынка, будет повышен более чем в два раза. Причем проектирование, строительные и монтажные работы больше не будут учитываться. Вырастут и санкции для инвесторов, не достигших нужных показателей. Самый радикальный из обсуждаемых вариантов — штраф в 100% от гарантированного платежа с энергорынка.
В Ассоциации предприятий солнечной энергетики (АСЭ, объединяет производителей оборудования для СЭС) считают, что ужесточение требований — «адекватная реакция на серьезные подвижки в промышленной политике крупнейших экономик мира, взявших курс на восстановление вертикальных производственных цепочек в солнечной энергетике». Там ожидают появления новых производств солнечных модулей, электротехнического оборудования, накопителей энергии.
В Российской ассоциации ветроиндустрии (РАВИ, объединяет производителей в ветроэнергетике), в свою очередь, указывают на «мизерные в мировом и в российском масштабах» объемы новой программы. В такой ситуации стоимость локализации ляжет на плечи потребителей электроэнергии, предупреждают в РАВИ.
Российская солнечная отрасль опережает ветровую по части локализации оборудования, поскольку производители солнечных панелей пришли на наш рынок на несколько лет раньше, говорит Ростислав Костюк. Этим и может быть обусловлено желание защитить свои инвестиции через максимизацию требований по локализации. Но это неизбежно приведет и к ограничению конкуренции, отмечает аналитик.
Пока в мире еще не придумали другого способа развивать промышленность в условиях жесткой международной конкуренции, как вводить барьеры вроде требования к локализации, отмечает директор практики оказания консультационных услуг компаниям энергетической отрасли PwC в России Дмитрий Стапран. «Но если благодаря этому правилу будут выигрывать монопольные поставщики, как это происходит сейчас с солнечными панелями, то никакой выгоды российская экономика не получит»,— говорит он.
Зелень на экспорт
В новой программе «зеленые» генераторы ответят еще и за экспорт ВИЭ-оборудования. Предполагается, что на начальном этапе выручка от продажи комплектующих за рубеж должна быть равна 5% от общей стоимости электростанции, а затем — 15%. В противном случае инвестор заплатит штраф в 20% от гарантированного платежа с энергорынка.
В АСЭ называют цели вполне достижимыми: по итогам текущего года ряд производителей оборудования для СЭС выйдет на уровень экспорта в 10% от объема выпуска. Объем экспортной выручки в этом сегменте в консервативном сценарии составит около 20 млрд руб. в год.
Однако ни на одном из мировых рынков нет привязки инвестора к экспортной выручке от продажи оборудования, парируют в РАВИ. Штрафы за недостижение уровня по экспорту в два раза превысят сумму самого экспорта, что лишь отпугнет инвесторов, замечают в ассоциации и предлагают давать за экспорт дополнительные баллы к локализации.
В любом случае целевые ориентиры в 5–15% от стоимости электростанции не обеспечат никакой значимой роли, отмечает руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики МШУ «Сколково» Алексей Хохлов. По его подсчетам, целевой объем экспорта в ветроэнергетике при 15% от CAPEX составит $45 млн в год, в то время как в мире годовой объем рынка оборудования для ВЭС составит в среднем $60 млрд. «Мы рассчитываем занять 0,8% глобального рынка»,— резюмирует эксперт.
Ставки сделаны
Пожалуй, самое важное изменение — смена основного критерия отборов: отказ от состязания в сфере себестоимости установленной мощности и переход на минимальную одноставочную цену выработки киловатт-часа (включает в себя капитальные и эксплуатационные затраты инвестора). Впрочем, Минэнерго не решилось на радикальный шаг с полной отменой конструкции ДПМ, предложив лишь изменить принцип расчета гарантированного платежа с учетом объема выработки электростанции.
В «Совете рынка» (регулятор энергорынков) считают, что в новой концепции инвесторы получат гораздо большую гибкость в отношении возможности выбора технологий и дополнительных инструментов поддержки. Во второй программе они будут ориентироваться на снижение стоимости киловатт-часа, что станет основным конкурентным преимуществом, говорят там.
Однако сами инвесторы, на этот раз единодушно, говорят о необходимости доработки концепции. В Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ, объединяет инвесторов в ВИЭ) говорят, что использование того или иного критерия для отбора проектов по большей части не принципиальное, ведь сама схема оплаты мощности по ДПМ сохранится. При этом переход на одноставочную модель стал неожиданностью для участников рынка, заявляют там, поскольку Минэнерго долгое время склонялось к сохранению действующих принципов.
Предложение Минэнерго подразумевает повышение штрафов за просрочку ввода в два раза, а значит, и сумма аккредитива подлежит повышению, продолжают в АРВЭ. Вместе с новыми штрафами за «неэкспорт», которые не должны превышать сами экспортные обязательства более чем в два раза, и повышением штрафов за «нелокализацию» это неминуемо отразится на удорожании проектов. «В проекте постановления также предлагается применять штрафы не к плате за мощность, а полной одноставочной цене — это полностью противоречит логике системы поддержки. Штрафы должны применяться только к объему поддержки, то есть к платежу за мощность, а выручка с рынка РСВ должна быть неприкосновенна»,— отмечают там.
В АСЭ добавляют, что проведение конкурсов по одноставочной цене — закономерный шаг, направленный на повышение ответственности инвестора за объем выработки. Однако Минэнерго планирует применение штрафных санкций как за недовыработку электроэнергии (снижение платежа за мощность), так и по мощности (так называемых дельт за неготовность), что может являться двойным наказанием инвестора, сетуют в ассоциации.
Денежный пирог
Корректировки регуляторов все равно не меняют общей логики программы. Напротив, правительство лишь закрепит прежнюю конструкцию, которая в большей степени заботится о промышленности, нежели об энергобалансе или уровне выбросов. Второй этап программы к 2035 году позволит довести суммарную мощность «зеленой» генерации в стране до скромных 13 ГВт (около 6% от общей мощности). Доля в выработке при этом еле дотянет до 3%.
К 2035 году «зеленая» выработка составит 25 млрд кВт•ч, при этом уже сейчас предприятия-экспортеры, которые могут столкнуться с углеродными ограничениями в ЕС, потребляют примерно 145 млрд кВт•ч ежегодно, оценивает директор департамента госрегулирования тарифов и инфраструктурных реформ Минэкономики Дмитрий Вахруков. Стоимость программы поддержки ВИЭ для потребителей электроэнергии — 1,6 трлн руб. за 20 лет. По мнению господина Вахрукова, Россия при тех же затратах может существеннее снизить выбросы СО2, если выведет все старые мощности ТЭС и заменит их на эффективные мощности с газовыми турбинами. Программа ВИЭ — про промышленность, а не про энергетику, поэтому нужно снижать нагрузку на оптовый энергорынок и использовать другие механизмы поддержки (СПИКи, снижение процентных ставок, бюджетные инвестиции, механизм «зеленых» сертификатов), считает он.
Возможные стимулы к повышению эффективности и максимизации выработки от перехода на «одноставку» нивелируют дополнительные требования к локализации и довольно странный механизм стимулирования экспорта оборудования, считает Валерий Дзюбенко. «Предложенные сроки выравнивания цены ВИЭ с ценами на энергорынке выходят далеко, на шесть-десять лет, за момент наступления реального "сетевого паритета",— полагает он.— Достаточно было бы сократить барьеры для конкуренции с зарубежным оборудованием и установить более амбициозные сроки планового достижения сетевого паритета». В итоге и средств на поддержку потребовалось бы примерно вдвое меньше, и результат оказался бы гораздо заметнее, заключает Валерий Дзюбенко.
Однако причина медленного развития альтернативной генерации в России, вероятно, кроется не только и не столько в несовершенстве программы поддержки по механизму ДПМ. Основные проблемы — в ценах на газ внутри страны, которые существенно ниже цен на целевых рынках экспорта РФ, и в отсутствии экологического налога на выбросы парниковых газов, говорит Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». «Если сравнять цены на газ со среднеевропейскими и ввести оплату вредных выбросов по примеру Евросоюза, то ВИЭ-электростанции внутри России даже по текущим ценам составят конкуренцию тепловой генерации»,— считает аналитик.
По мнению Алексея Хохлова, интенсивность конкуренции ВИЭ с другими видами генерации будет зависеть от величины «пирога» инвестиционного ресурса и темпов роста спроса на электроэнергию. Малый рост электропотребления в России (в 2011–2019 годах среднегодовой темп прироста составил всего 0,6%) и избыток мощности могут стать серьезными барьерами для сооружения новых электростанций любого типа, замечает он. В этом контексте правительство решило отдать приоритет программе модернизации старых ТЭС: на эти цели предполагается потратить большую часть финансового ресурса потребителей в ближайшие 15 лет. Алексей Хохлов опасается, что при медленном восстановлении спроса на поддержку ВИЭ может вовсе не остаться денег, поскольку размер всего инвестресурса ограничен потолком роста энергоцен по инфляции.