«Важно понимание факторов долгосрочного спроса»

Все чаще возобновляемые источники энергии (ВИЭ) применяются для покрытия дефицитов мощности в России. Летом прошел дополнительный отбор ВИЭ-генерации на Дальнем Востоке, «Россети» реализуют пилотный проект установки накопителей для поддержки энергосистемы Юга. Глава Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ, лобби инвесторов в ВИЭ) Алексей Жихарев рассказал “Ъ”, как ассоциация видит развитие сектора накопителей в России и как ВИЭ могут помочь в борьбе с энергодефицитом.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

— В июле прошел допотбор ВИЭ для покрытия энергодефицита на Дальнем Востоке. Как оцениваете сложившиеся на нем цены?

— Сам факт проведения допотбора в столь сжатые сроки — от выявления проблемы до подведения итогов и заключения ДПМ (договор поставки мощности.— “Ъ”) прошло меньше года — мы оцениваем как важнейшую веху в процессе переосмысления роли ВИЭ-генерации в перспективном развитии энергосистемы. Когда в прошлом году при обсуждении проекта Генсхемы там прогнозировался дефицит, стало понятно, что самым быстрым и дешевым способом является строительство генерации на основе возобновляемых источников. В отборах ранее снижение ценовых параметров по ряду проектов составляло до 50%. Во многом то, что на Дальнем Востоке не было значительного снижения цен, объяснимо высокой ставкой кредитования и очень сжатыми сроками строительства. Да и регионы более сложные с точки зрения логистики и проектирования, чем центральная часть России. Когда компании смотрели проекты, они ориентировались на то, что это будет дороже. Но отобрано более 1,5 ГВт, инвесторы дали хорошие технико-экономические параметры и коэффициент использования установленной мощности.

Нам бы хотелось, чтобы практика допотборов распространялась на другие территории, эффект даст и применение принципа технологической нейтральности. Результаты таких долгосрочных конкурсов при этом сформируют основу для отраслевого заказа.

— Вы упомянули отраслевой заказ в контексте нового закона об электроэнергетике. Как мы понимаем, это касается большой генерации. Тем не менее ВИЭ будут иметь к нему отношение?

— Проект закона уже претерпел множество изменений. Ключевое, что мы видим для отрасли ВИЭ,— преобразования в подходах к перспективному развитию энергосистемы и потенциал для формирования долгосрочного заказа на оборудование на основе конкурсных отборов.

Для возобновляемой энергетики отраслевой заказ в том виде, в котором он сейчас обсуждается для тепловой, не совсем актуален, потому что у нас проекты реализуют вертикально интегрированные компании, которые самостоятельно планируют свои инвестиционные программы. Скорее важно само понимание факторов долгосрочного спроса на такие проекты и того, когда и по каким принципам будут проходить конкурсные отборы. Для производителей ВИЭ-оборудования были бы полезны и субсидированные долгосрочные кредиты, но детали пока неясны. Мы также предлагали указать, что при принятии решений о перспективном развитии энергосистемы должны учитываться технологически нейтральный подход и широкий круг технологий, в том числе системы накопления энергии, чтобы сформировать инвестиционный импульс для компаний, которые только начинают приходить на рынок.

— Пилотный проект установки систем накопления энергии (СНЭ) в Объединенной энергосистеме Юга реализуют «Россети». Нормативно-правовая база по накопителям для этого сейчас находится в разработке. Что в нее войдет?

— Принятый недавно федеральный закон формирует рамку, то есть дает определение, что такое СНЭ, а особенности их функционирования будет устанавливать правительство. Там описывается, что накопители теперь входят в том числе в состав оборудования, которое участвует в управлении режимом потребления, то есть агрегаторы ресурсов управления спросом и потребители, использующие СНЭ, теперь регулируются законом. Правила технологического присоединения тоже будут распространяться на эти объекты.

— Какие положения о функционировании в подзаконных актах уже разрабатываются?

— Системам накопления энергии нужно дать возможность участвовать в отборах проектов новой генерации. Прогнозируемый дефицит на юге — не более шести часов в сутки. Если рассматривать как альтернативу накопителям строительство тепловой генерации, это будет дольше, а с учетом работы станции всего четыре-шесть часов в сутки ее одноставочная цена на электроэнергию будет значительно выше. Регуляторы решили отдать этот пилотный проект в «Россети», чтобы избежать затяжных процедур технологического присоединения при установке СНЭ на подстанциях. Но в долгосрочной целевой модели предусмотрен переход к конкурсным отборам таких инвестиционных проектов и возврату инвестиций через механизм долгосрочной продажи мощности по аналогии с ДПМ. Технико-экономические параметры будут утверждаться на уровне распоряжений правительства под каждый конкретный отбор, а постановление даст возможность регуляторам оперативно сформировать решение в случае, если такой же дефицит мощности прогнозируется в другой энергосистеме.

— По вашему мнению, на рынке сейчас достаточно игроков, чтобы на конкурсной основе отбирать проекты?

— Есть одна тонкость — это требование по локализации. Когда мы обсуждали пилотный проект, то исходили из того, что сейчас готового производства локализованного оборудования в России нет, но есть много планов. Количество игроков зависит от требований по локализации, которые в итоге будут приняты. Если они будут мягкие, то участников станет намного больше, потому что работать с оборудованием, которое производится за рубежом, могут многие. Учитывая то, что сектор в мире растет очень быстро, локализация в перспективе важна, но я считаю, что это целесообразно делать только при наличии очень амбициозных и долгосрочных целей по развитию внутреннего рынка. Во время разработки концепции в наших обсуждениях участвовало около десятка компаний, планы по развитию промышленного производства пока есть у трех из них.

— Например, кто в этом заинтересован сейчас?

— Были компании, которые производят домашние накопители энергии, группы инвесторов, которые занимаются, например, сельскохозяйственным бизнесом, финансовые инвесторы и, конечно, генерирующие компании. Такие проекты интересуют инвесторов, так как в них нет тех сложностей, которые есть в проектах тепловой генерации: топливообеспечение, сложное проектирование, большое количество работников. Расширение линейки возможного оборудования и повышение конкуренции на рынке важны и с точки зрения управления стоимостью электроэнергии в долгосрочной перспективе.

— Проект постановления уже прорабатывался в 2020 году. Почему он был снят с обсуждения?

— Если сейчас дополнительным импульсом стал дефицит, то тогда обсуждалась иная проблематика. Были объекты, которые невозможно было своевременно обеспечить мощностью: предложение по технологическому присоединению стоило очень дорого. Поэтому ряд потребителей стали говорить: нам тогда не надо расширять присоединенную мощность, давайте мы выполним требования по категорийности за счет установки накопителей энергии, это будет дешевле. Проблема была в том, что у нас отсутствовало определение системы накопления энергии. И не было четкого понимания, это все-таки больше потребитель или генератор.

— А если говорить о деталях функционирования СНЭ на оптовом рынке, то будут ли они участвовать в конкурентном отборе мощности (КОМ)? На каких условиях?

— Пока эти вопросы не определены. Сами проекты на основе систем накопления энергии не вечные: деградация ячеек примерно на 50% от номинала происходит на горизонте 20 лет. Если возврат инвестиций будет осуществляться по договору—аналогу ДПМ в течение 15 лет, то, чтобы была мотивация доработать до 20 или 25 лет, необходимо компенсировать помимо операционных затрат капитальные затраты на техперевооружение этих объектов.

В проекте постановления правительства, который сейчас обсуждается с Минэнерго, указано, что системы накопления энергии не формируют доходы за счет арбитража при участии в рынке на сутки вперед (РСВ; основной сектор торговли электроэнергией.— “Ъ”), то есть живут только за счет оплаты мощности. Логично будет этот принцип сохранить и после завершения ДПМ, но преобразовать дополнительную компенсацию затрат через оплату мощности — возможно, в КОМ или через какую-то системную услугу, сформировав на нее спрос со стороны «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы.— “Ъ”).

— Но все равно же стоит вопрос емкости батареи: мы установим срок окупаемости, а сама батарея, условно, 8 лет будет работать, а не 15.

— Когда мы делали модельные расчеты проектов, то исходили из того, что у поставщиков есть обязанность поставлять мощность в течение 15 лет. Тогда инвестор должен спрогнозировать свои затраты и предусмотреть их в заявке так, чтобы в течение всего периода параметры проекта соответствовали заявке. То есть либо сразу строить с каким-то запасом для того, чтобы к 15-му году прийти к номинальному показателю, либо осуществлять техперевооружение.

В правилах энергорынка уже предусмотрена ответственность за недопоставку мощности по договору — это важный стимул для инвестора не ошибиться в расчетах.

— У потребителей, например, были замечания касательно того, что цена на оптовом рынке электроэнергии из-за использования накопителей может вырасти. Так ли это?

— Все очень индивидуально — у нас узловая модель энергорынка, и надо моделировать, что будет меняться в конкретной группе узлов. Если существенный объем потребления переходит из дня в ночь, то какое-то изменение цен произойдет: ночью они вырастут, днем, наоборот, снизятся. Насколько оно будет существенное, сказать сложно. Для потребителей более важно другое — если мы сравниваем строительство СНЭ и проект тепловой генерации по одноставочной стоимости киловатт-часа или киловатта мощности, которая будет предоставляться в пиковые часы, у накопителей она точно значительно ниже.

— В будущем рассматриваете возможность того, что владельцы накопителей смогут подавать ценовые заявки на РСВ? Как это будет выглядеть?

— В перспективе, когда ценовая ситуация на рынке изменится, можно говорить и про возврат на арбитражную работу. Но пока я это с трудом представляю, исходя из того, что разница цен очень маленькая. На рынке на сутки вперед у нас цена в пределах 2 руб. за 1 кВт•ч. Пока арбитраж на рынке электроэнергии не сможет обеспечить возврат инвестиций.

— Если говорить о включении накопителей в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, то вы какие-то конкретные объемы уже предлагаете?

— Как минимум, если в Генсхеме присутствует ГАЭС, у нас заложен хороший индикатив для таких проектов. Именно на его основе правильно формировать отраслевой заказ. Давайте запланируем конкурсные отборы, которые позволят конкурировать разным технологиям. Это должен быть объективный процесс сравнения для максимальной оптимизации конечной стоимости электроэнергии и общих системных затрат.

— Какие регионы считаете перспективными с точки зрения использования накопителей?

— Важный вопрос — обеспечение интеграции, например, крупных атомных электростанций, в том числе за счет СНЭ. Мы редко говорим о том, что не только метеозависимая ВИЭ-генерация, но и любой вид неманевренной генерации требует интеграционных мероприятий в целях обеспечения и возможности управления нагрузкой. Везде, где будут строиться крупные ТЭС или атомные блоки и нет развитой сетевой инфраструктуры, в частности на Дальнем Востоке, это может быть актуально. Есть потенциал для совместного использования СНЭ и ВИЭ-генерации в зонах прогнозируемого дефицита электроэнергии. В комбинации их можно рассматривать как более быструю альтернативу другим видам генерации.

— Нужна ли для накопителей условная господдержка, по вашему мнению?

— Если бы мы говорили про господдержку для того, чтобы купить на китайском рынке накопитель и поставить его здесь, ответ — не нужна. Но для того, чтобы здесь построить большие гигафабрики и сформировать технологические компетенции на долгосрочном горизонте, она необходима — возможно, в виде налоговых преференций, льготных кредитов, поддержки экспорта.

Наша задача — дать долгосрочные стимулы для инвесторов приходить сюда и играть вдолгую.

— В целом пока вы считаете целесообразным, что на конкурсы будут приходить инвесторы и с полностью российскими, и с зарубежными проектами?

— Если государство решит, что в следующие десять лет надо будет ввести большой объем СНЭ, то будет странно позволить приходить участникам без локализации. Отклоняться от локализации скорее можно в ситуации, когда не получится сформировать долгосрочные программы развития, но периодически будут возникать экстренные точечные ситуации, как сейчас на юге, и к тому моменту в России еще не будет нужного типа оборудования.

— Если возвращаться конкретно к проекту «Россетей», то, получается, сетевой компании передают в ответственность генерирующую единицу. Насколько справедливо совмещать эти функции?

— Мы призывали к конкурсному отбору и участию этих проектов в оптовом рынке. Решение поручить пилотный проект «Россетям» объясняется возможностью избежать затяжных процедур технологического присоединения — на все про все выделили всего девять месяцев. Отдать такой функционал в госмонополию в качестве исключения сейчас целесообразно, но делать это базовым вариантом развития сектора на долгосрочном горизонте неправильно. Это не сформирует стимулы для конкуренции и локализации производства. К тому же у «Россетей» затраты будут компенсироваться через тариф, однако в базовых механизмах возврата инвестиций через оптовый рынок электроэнергии есть ответственность за недопоставку мощности и невыполнение диспетчерских команд.

— Микрогенерация тоже рассматривается как одна из мер по снижению энергодефицита. Будут ли приниматься решения, касающиеся ее?

— Из-за опасений, что повторятся отключения в районах с дефицитом мощности, выросли продажи электрогенераторов и накопителей населению и бизнесу. За счетчиком формируются достаточно серьезные объемы мощности. Поэтому, если прогнозируется нехватка мощностей и в моменте есть сложности с финансированием крупных энергообъектов, проекты строительства микрогенерации у себя на крыше или во дворе могут эффективно реализовать население и бизнес. Такие объекты могут поставлять излишки электроэнергии в сеть в часы, когда она не нужна собственникам. Поэтому мы предлагаем расширить границу размеров микрогенерации с 15 до 150 кВт или даже больше. Такой объем может стать интересным для ряда организаций и населения, но пока эту инициативу не поддержали.

Интервью взяла Анна Тыбинь