«Инвестору же хочется многообразия и комфорта»

Прошедший в конце сентября отбор проектов новых ветроэлектростанций в РФ дал неожиданные результаты — «Фортум» предложил цену ниже, чем текущая для оптового рынка, и забрал большую часть объемов мощности. «Новавинд» (дивизион «Росатома» по ветроэнергетике), считавшийся главным претендентом, получил лишь 25% объемов. Об итогах конкурса и перспективах снижения цены ВИЭ до уровня традиционной генерации, “Ъ” рассказал гендиректор «Новавинда» Александр Корчагин.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

— На последнем конкурсе проектов ВЭС на 2025–2027 годы «Новавинд» получил 25% объема мощности (до 500 МВт). Как вы оцениваете результат?

— Оценивать результаты конкурса по объему мощности некорректно. Новая программа поддержки ВИЭ поставлена на совершенно другие рельсы. Теперь конкурсы устроены так, чтобы никто не бился за объем мощности: между инвесторами разыгрывается необходимый денежный объем поддержки проектов. Объем поддержки на 2025–2027 годы составлял около 10 млрд руб., половину из которых получили наши проекты ВЭС (по данным «Совета рынка», объем поддержки по проектам «ВетроОГК-2» составляет 5,05 млрд руб., или 46,3% от общего разыгранного объема.— “Ъ”). При этом у каждого участника есть возможность повышать эффективность проектов за счет увеличения или снижения установленной мощности объектов и выбора более эффективных площадок.

«Фортум» планирует очень большой объем выработки, и для достижения таких показателей и выполнения инвестиционного контракта им нужно будет построить минимум 1,3 ГВт мощности, а нам — 460–500 МВт.

— В своем официальном заявлении после конкурса вы называли цифру 6,7 млрд руб. Это ваш объем выручки с учетом дохода от продажи энергии на рынке на сутки вперед (РСВ)?

— Да. Мы четко понимаем структуру экономики этих отобранных проектов. Мы аккумулировали все компетенции, которые необходимы для их реализации, начиная от отбора площадок и заканчивая долгосрочной эксплуатацией. Создали всю цепочку поставок компонентов, сами ею управляем, сами осуществляем логистику. Мы подавали на конкурс ответственную заявку, которая позволяла бы нам сохранять необходимую и достаточную устойчивость и доходность проектов.

Особенность в том, что мы одновременно являемся и квалифицированной энергокомпанией, и ответственным инвестором в машиностроительную часть проекта. Это заставляет немного по-другому смотреть на финансовые и организационные риски. Мы должны понимать, как сохранить эффективность всех участников процесса, чтобы они не остановились на полпути.

— Как вы оцениваете результат «Фортума», который подал на конкурсе заявки по средней цене 2,2 тыс. руб. за 1 МВт•ч, что ниже одноставочной цены оптового энергорынка?

— В профессиональных сообществах, на уровне Минэнерго и Минпромторга была большая дискуссия, где участники рынка высказывали свои предложения о параметрах новой программы, ее объемах, требованиях по локализации и экспорту. Был выработан консенсус-прогноз: при текущих объемах программы мы сможем выйти на сетевой паритет (снижение цены электроэнергии от ВИЭ до уровня традиционных видов генерации.— “Ъ”) где-то на горизонте 2030–2031 годов. Все квалифицированные участники были с этим согласны. С моей профессиональной точки зрения, сейчас нет никаких предпосылок к тому, чтобы делать выводы о достижении паритета цен. Посмотрим, как будут реализованы эти проекты. Думаю, что в 2025–2027 годах мы увидим, возможно это или нет.

— По вашему мнению, строить ВЭС в России без поддержки пока невозможно?

— Я изучал много информации о реализации проектов ветровой энергетики в разных странах и пытался понять, почему по ряду проектов за рубежом получается достигать достаточно хороших результатов даже без поддержки государства. Между российскими и зарубежными проектами нет особых различий с точки зрения организации строительного процесса, типоразмеров фундаментов, технического регулирования, эффективности ветроустановок. Успех проекта всегда сопряжен буквально с двумя-тремя ключевыми факторами.

Главный — это стоимость капитала. Второй — ветропотенциал территории. Есть страны, где ветропотенциал позволяет достигать коэффициента использования установленной мощности (КИУМ, загрузка мощности.— “Ъ”) до 50%. Такой высокий показатель позволяет при сопоставимых инвестициях производить существенно больший объем выработки киловатт-часов и гарантировать денежный поток. Третий момент — развитие серийного производства компонентов для ветроэнергетики, позволяющее минимизировать CAPEX. В странах, где складываются сразу три фактора, такие проекты чаще всего перестают пользоваться поддержкой.

В России немного другая ситуация. Мы все финансируемся на российские рубли и знаем стоимость привлеченного капитала. Зеленые проекты в России имеют возможность привлекать чуть более дешевое финансирование, но все равно эти цифры остаются довольно серьезными. В России достаточно хороший ветропотенциал, но в среднем он соответствует так называемому спокойному 2-3-му классу, который в Европе гарантирует эффективность работы машины с КИУМ в 28–33%. Такие показатели близки к показателям наземной ветровой энергетики Испании, Германии, Англии. Любопытно, что «Фортум» в своих заявках указывал КИУМ около 50%. Будет интересно посмотреть на реализацию проектов с такими показателями.

— Какой КИУМ сейчас на ваших действующих ВЭС?

— На данном этапе среднегодовой КИУМ по разным площадкам составляет 25–33%. Например, наша Кочубеевская ВЭС (210 МВт, Ставропольский край), которую мы недавно ввели, за февраль—апрель показывала КИУМ выше 40%. Летом ветропотенциал ниже, происходит предсказуемая просадка, поэтому в среднем по году выходим на 33%. В заявках на конкурсе мы закладывали КИУМ на уровне 32%. Но пока прошло мало времени, мы продолжаем наблюдать.

— Какой у вас уровень процентных ставок по кредиту?

— Мы не можем раскрывать ставки, но привлекаем достаточно эффективно. У нас серьезный партнер (Газпромбанк.— “Ъ”), который глубоко погружен в проекты. На инвестиционной стадии наш финансовый партнер в том числе является акционером нашей компании до выхода на операционную ступень.

— Не усматриваете ли вы в действиях «Фортума» на конкурсе нарушения антимонопольного законодательства?

— Нет, не усматриваем. На конкурс приходили минимум три-четыре компании, поэтому нет предпосылок даже обсуждать какие-либо нарушения. Скорее, наоборот: нам говорили, что такие претензии могут быть к нам, если мы заберем весь объем. Чтобы избежать спекуляций, мы давали «Интер РАО» и другим потенциальным участникам по запросу наши коммерческие предложения на поставку ветроустановок под ключ.

— Нет ли планов по смене технологического партнера?

— Нет, таких планов нет. Голландская Lagerwey (принадлежит немецкой Enercon.— “Ъ”) остается партнером, хотя де-факто теперь мы взаимодействуем с Enercon. Когда выстраивали отношения, Lagerwey была самостоятельной технологической компанией, разработчиком и держателем конструкторской документации ветроустановки. Но они никогда не были серийным производителем ветроустановки. Во всей Европе на момент заключения сделки между нашими компаниями действовало всего несколько ветроустановок их дизайна. На сегодняшний день в России работают уже 264 установки.

Могу без преувеличения сказать, что сегодня мы могли бы посоревноваться с технологическим партнером по уровню компетенции и квалификации по производству генераторов. Количество всегда переходит в качество. Сейчас мы более четко понимаем все нюансы работы с этой машиной и держим всю цепочку поставок по нашей технологии. Lagerwey остается партнером, при необходимости они работают над повышением эффективности и безопасности в рамках наших соглашений.

— Объем до 500 МВт, который вы получили на конкурсе, позволит загрузить ваше производство на территории «Атоммаша» (входит в «Росатом») в Волгодонске?

— Завод достаточно компактный, производственная мощность — 100 комплектов генераторов, или суммарно 250 МВт в год. Объем в 470–500 МВт ВЭС — это наша производственная программа двух лет. Кроме того, мы обсуждаем с отдельными компаниями строительство ВЭС вне рамок поддержки, а также проект по строительству ВЭС на 200 МВт на Сахалине, что обеспечивает нам эффективную загрузку до 2028 года.

— То есть вы пока не планируете переходить на генераторы мощностью 4,5 МВт?

— Мы примем решение чуть позже. У нас есть соглашение с технологическим партнером по выпуску машины на 4,5 МВт. Завод способен ее производить. Конечно, придется несколько расширить цепочку поставок и усложнить некоторые компоненты. По нашей оценке, на это может уйти несколько месяцев. Будем принимать организационное и технологическое решения ближе к 2024 году, поскольку до середины 2024 года мы полностью загружены по производству в рамках существующей программы поддержки.

— С какими российскими промышленными компаниями есть договоренности о строительстве ВЭС?

— Пока не готовы комментировать.

— На какой объем мощности в новой программе 2025–2035 годов вы рассчитываете?

— Для нас было бы комфортно двигаться в сопоставимых объемах. Возможно, в какой-то год мы захотим построить не 500 МВт, а 1,5 ГВт или, наоборот, 300 МВт в рамках предлагаемых денежных объемов поддержки. Важно, как будет расти цена на РСВ. Думаю, всем инвесторам сложно прогнозировать валютные колебания, цены на металл, а также цену РСВ в 2025 году и тем более в 2027 году. Уровень непредсказуемости очень высокий.

— По правилам новой программы, проекты ВЭС с запуском в 2025–2027 годах должны набрать 87 баллов по уровню локализации. Сколько вам не хватает баллов?

— В первой программе уровень локализации определялся в процентах. Минимальный уровень локализации ВЭС был установлен на уровне 65%. По нашим объектам подтвержденный уровень локализации сейчас 68–69%. В новой программе решено перейти на балльную систему, что сложно сопоставить с процентами. По нашим оценкам, 120 баллов (минимально необходимое количество баллов к 2028–2035 годам.— “Ъ”) будет соответствовать 85–90% локализации.

Мы вместе с остальными игроками активно участвуем в обсуждении новых правил, и мы благодарны Минпромторгу за прозрачность, предсказуемость и серьезное обсуждение. Мы были на шаг впереди и уже осуществили все необходимые инвестиции в производство. Самое главное — это человеческие затраты на разработку программы по аппаратному комплексу управления ВЭУ. Мы готовы перейти на наше программное обеспечение не только в новой программе, а уже и в рамках реализации текущих проектов. Собственное ПО обеспечит выполнение условий по локализации.

— Летом вы заявили, что планируете построить 5 ГВт ВЭС за рубежом. Первую станцию хотите запустить уже в 2024 году. О каких странах идет речь?

— У нас действительно достаточно амбициозные планы по экспорту. Внутри «Росатома» приняли нашу зарубежную стратегию, которая подразумевает портфель в 5 ГВт ВЭС до 2030 года. Это посильная задача, но, к сожалению, мы двигаемся медленнее из-за ограничений и локдаунов на фоне пандемии. В некоторых странах программы поддержки ВИЭ заморожены, но у нас очень высокая степень вовлеченности, мы ведем переговоры с локальными производителями ветроустановок и девелоперами, которые занимаются организацией и подбором земельных участков, технологическим присоединением.

Как только конкурсы начнут проводиться, мы начнем подавать заявки. Одним из первых рынков, на которые мы смотрим,— это Вьетнам. Смотрим также на конкурсы, которые вот-вот пройдут в Турции, в ЕС. Также рассматриваем проекты по строительству корпоративных объектов для конкретных компаний.

— Какие шаги уже сделаны по Вьетнаму?

— Во Вьетнаме проводится программа поддержки строительства ВЭС по одноставочной цене продажи электроэнергии. Очередной этап программы поддержки, предполагаем, составит не менее 5 ГВт в части наземных ветропарков. Мы уже понимаем приоритетные провинции, прорабатываем схему технологического присоединения, ведем переговоры с местными подрядчиками по строительству.

Очень важна организационная подготовка, чтобы снизить риски участия в таких проектах. Рынок во Вьетнаме очень конкурентный: за последние годы минимум семь международных компаний реализуют проекты, в этом году ожидается ввод от 3 ГВт до 5 ГВт ветровой генерации. Уровень ценовых заявок соответствует европейским проектам: например, последние проекты в Польше и других странах Восточной Европы имеют сопоставимую одноставочную цену поставки электроэнергии — 5–7 евроцентов за 1 кВт•ч (4,5–6 руб.— “Ъ”).

— Какой объем мощности вы рассчитываете получить во Вьетнаме?

— Пока мы эту цифру не озвучиваем. Целимся на наземные проекты.

— Почему не рассматриваете возможность строительства морской ВЭС?

— У нас нет морской машины, она совершенно другая.

— Недавно Анатолий Чубайс признался, что мечтает о морских ВЭС в России.

— До этой мечты нам еще достаточно долго двигаться, потому что нет ясного регулирования. Я говорю о технических регламентах: где строить можно, где — нельзя, на каком расстоянии от берега, на какой глубине, какие можно использовать способы прокладки кабеля. Задуматься об этом можно и нужно, мы гораздо быстрее и качественнее прошли бы этот путь, если бы осмыслили существующие регламенты за рубежом. Стоимость строительства таких станций выше, но и производительность больше. CAPEX — это инвестиции в моменте. А производительность — очень важный компонент для возврата инвестиций. У морских станций КИУМ уже выше 40%, а в некоторых случаях — даже выше 50%.

— В зарубежных проектах вы будете выступать как девелопер или как энергокомпания?

— Будем входить как девелопер, квалифицированный заказчик и организатор таких проектов. В какой-то момент после выхода проектов на операционную стадию будем решать: оставаться в них, продавать полностью или только часть.

— В чем плюсы такой модели?

— Как у девелопера у нас очень ясное представление, чем мы занимаемся и какой нам нужен состав персонала и компетенции. В позиции девелопера мы также занимаемся обсуждением вопросов организации финансирования: у нас появляются люди, умеющие работать с пенсионными фондами, с инвестфондами, с территориальными банками. В энергокомпании таких квалификаций обычно не держат.

— Насколько конкурентно ваше оборудование на мировом рынке?

— Мы находимся в трендах и ценовой категории глобальных рынков. По этому поводу нет какого-то беспокойства.

— Какое оборудование экономически целесообразно производить в России?

— На внутреннем рынке мы можем производить любое оборудование, которое экономически обоснованно с точки зрения наших внутренних проектов.

Но с точки зрения экспорта и участия в международных проектах, конечно, нужно заниматься производством критически важных компонентов.

Именно поэтому мы в свое время отказались от локализации производства башни и все усилия положили на производство генератора. Хотя это было непросто: иностранные производители предпочитают отдавать для локализации очень труднозатратные, металлоемкие и неэффективные компоненты.

— Нет ли планов производить лопасти в России?

— Мы имеем и технологические, и организационные возможности для этого. Однако для начала производства лопастей, с нашей точки зрения, нужны более серьезные объемы строительства ВЭС в России. У лопастей низкий экспортный потенциал — сейчас около 70% мировых потребностей в лопастях закрывает Азия. Мы свое решение по локализации этих компонентов будем принимать исходя из объема программы и перехода на машину мощностью 4,5 МВт.

— Почему не используете накопители для ВЭС?

— В этом нет необходимости: энергосистема комфортно принимает весь объем нашей выработки. Если мы будем находиться в условиях запертых энергосистем или ограничений по выдаче мощности, то использование накопителя сразу же начнет приобретать совершенно другой смысл. В каких-то режимах мы могли бы направлять энергию на накопители, а в моменты, например, слабого ветра выдавать энергию с накопителя в сеть.

Но думать над этим стоит уже сейчас. Недавно наша дочерняя компания «Атомэнергопромсбыт» совместно с «Рэнера» (входит в ТВЭЛ.— “Ъ”) реализовали пилотный проект по установке накопителя мощностью 300 кВт на площадке «ЗиО-Подольск» (входит в «Атомэнергомаш».— “Ъ”). Сейчас он находится в опытно-промышленной эксплуатации, нужно время для анализа работы.

— У «Системного оператора» была идея заставить инвесторов использовать аккумуляторы в регионах с большой долей ВИЭ в энергобалансе. Как вы относитесь к этому?

— Заставлять пока нет никакого смысла. На мой взгляд, наиболее разумно было бы дать развилку: либо выполнение текущего уровня требований при проектировании схем выдачи мощности с существенными инвестициями в сетевую инфраструктуру, либо упрощенный пакет требований с широким набором возможных точек присоединения и минимальными инвестициями в инфраструктуру, но с затратами на накопитель заданной мощности.

— Насколько может увеличиться CAPEX станции за счет накопителя?

— Сложно сказать. Пока мы имеем дело с накопителями небольшой мощности, скоро планируем вводить накопители мегаваттного класса. Трудно оценить, какого масштаба накопитель потребуется, например, для ВЭС на 120 МВт.

— В 2018 году сообщалось, что «Новавинд» совместно с китайскими инвесторами хочет построить ВЭС на берегу Белого моря. Что с этим проектом?

— Мы с китайским партнером подписывали меморандум о взаимопонимании. Но от проекта достаточно быстро отказались, потому что все локации с необходимым ветропотенциалом и приемлемым качеством грунта оказались в зоне заповедников и культурно-исторических центров.

— Один из крупнейших портовых операторов РФ — группа «Дело» (30% у «Росатома») — заявлял о планах перехода на зеленую энергию. Планируете ли вы строить ВЭС для морских терминалов группы?

— Группу «Дело» мы снабжаем зеленой электроэнергией с ВЭС по свободным двусторонним договорам (СДД). Строительство ветропарков для морских терминалов группы «Дело» пока не обсуждали. Посмотрим на их планы и проекты по расширению портовой инфраструктуры, будем вместе садиться и решать.

— Как вы относитесь к предложению вычитать из выручки ВЭС по договору поставки мощности доход инвестора от продажи электроэнергии по СДД или по зеленым сертификатам?

— Считаю это несправедливым. Это все-таки не вопрос строительного или технологичного передела. Есть потребители, для которых зеленая электроэнергия более привлекательна.

Такой потребитель готов платить премию к рынку за чистую энергию. Почему мы должны лишать его такой возможности?

— Какую премию к РСВ вы предлагаете?

— В среднем 5–8%.

— По какой схеме будете окупать строительство ВЭС на 200 МВт на Сахалине?

— Будем действовать в рамках розничного рынка электроэнергии через региональный тариф. Планируем обсуждать экономическую модель с регионом. CAPEX станции сопоставим с нашими остальными проектами. Единственная разница — логистика доставки оборудования, но мы здесь никакой драматической ситуации не видим.

— Есть ли планы построить ВЭС на Дальнем Востоке?

— Объем рынка в неценовых и изолированных зонах Дальнего Востока не очень большой. Из-за ограниченности рынка там могут быть востребованы киловаттные машины, а мы производим генераторы мегаваттного класса. Кроме того, строительство проектов там сильно усложняется из-за отсутствия инфраструктуры.

— У вас были несвоевременные вводы ВЭС, за которые вы заплатили штрафы. Как вы это оцениваете?

— Для примера: была возможность ввести в срок Адыгейскую (150 МВт) и Кочубеевскую ВЭС (210 МВт), но для нас это было бы существенно дороже и драматичнее, чем уплата штрафа. К тому времени еще оставались организационные и другие развилки с точки зрения технического регулирования, которые очень повышали стоимость проекта.

В итоге мы решили сместить сроки, что позволило построить проект почти в два раза дешевле. Решение о переносе сроков полностью было посчитано. Например, на площадку Кочубеевской ВЭС — самой крупной на сегодняшний день в России — первый экскаватор заехал в январе, а в декабре она была полностью готова. Монтаж первой ветроустановки в Адыгее занял 60 дней, а сегодня мы это делаем за 10 дней.

— Судя по отчетам «ВетроОГК», общий объем штрафов составляет около 1,6 млрд руб.

— Да, примерно столько. Но объем экономии в десятки раз превосходит эту цифру.

— Задержка ввода Адыгейской ВЭС составила больше одного года, в том числе из-за наводнения. Какие результаты работы этой станции?

— Это наша первая станция, на этой площадке мы научились всему: от монтажа установки до эксплуатации. Я о ней отзываюсь как о ребенке: умница, красавица, очень хорошо себя ведет, учится на одни пятерки.

— После наводнения вы поменяли подход к выбору площадок?

— В Адыгее произошла такая драматургия с наводнением, потому что там плодородный слой чернозема больше двух метров. Можете себе представить, что там случилось после затопления. Под другие объекты мы используем совершенно другие площадки с другими грунтами, где даже в условиях серьезных дождей мы не испытывали хоть сколь-нибудь серьезных проблем.

— Судя по последнему отбору, все ВИЭ опять планируется построить на юге страны. Вы видите в этом риски для энергосистемы?

— Инвестор имеет право изменить местоположение станции, указанное в заявке. Например, в первой программе проходили наши заявки со строительством ВЭС в Краснодарском крае, но мы ни одного проекта там не реализовали. Время покажет, где будут строиться проекты.

— По новым правилам программы инвестор имеет право менять площадку под ВИЭ только один раз не позднее чем за два года до начала поставки мощности. Как это повлияет на проекты ВИЭ?

— «Системному оператору», как и любому регулятору, хочется иметь высокую предсказуемость и лучше бы на 100 лет вперед. Инвестору же хочется многообразия и комфорта в части принятия решений по изменению площадки под строительство. В нашей практике есть кейсы, когда вдруг мы принимаем решение о быстрой смене площадки по каким-то причинам.

Введение положений о смене площадки за два года до даты начала поставки мощности лишает инвестора свободы маневра, в том числе в случае необходимости изменения местоположения площадки по независящим от инвестора причинам. Кроме того, оно потребует от инвесторов дополнительных затрат на разработку большого количества потенциальных площадок еще на этапе подготовки к участию в конкурсном отборе, чтобы между ними быстрее переключаться. Мне как человеку, отвечающему за эффективность проектов, это условие не нравится.

Интервью взяла Полина Смертина