Во всем мире идет долгосрочное изменение структуры энергетических систем. Доминанта углеводородов постепенно уступает место альтернативным видам энергетики. Каким будет этот «энергетический переход» для России? К каким вызовам надо готовиться и какие задачи решать уже сейчас?
На эти и другие вопросы попытались ответить участники конференции «Энергия 2.0. Цифровая трансформация и развитие зеленой энергетики», организованной издательским домом «Коммерсант».
Во всем мире идет долгосрочное изменение структуры энергетических систем. Для России это более чем актуальная задача. Растущая неэффективность энергосектора, морально устаревший парк энергоагрегатов, растущие потери в процессе передачи электороэнергии приводят к повышению тарифов и цен для потребителей и могут стать сдерживающим фактором развития всей экономики. Сегодня ведется широкая дискуссия по выбору дальнейшего пути развития электроэнергетической системы страны. От того, какой путь будет избран в ближайшее время, будет зависеть парадигма развития отрасли на многие десятилетия, отмечает в своем выступлении первый заместитель председателя Комитета Государственной Думы по энергетике Валерий Селезнев.
Во всем мире проблема дефицита энергоресурсов решается использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – солнечной, ветровой, энергии приливов, термальных источников и пр. Подавляющее большинство стран уже сформировали и реализуют политику поддержки альтернативной энергетики. Россия не исключение. Основным механизмом господдержки ВИЭ в РФ стал отбор Министерством энергетики инвестиционных проектов по строительству новых мощностей ветровой и солнечной энергетики, а также малых ГЭС. Процесс отбора аналогичен программе ДПМ (договор о предоставлении мощности), применявшейся для сооружения крупных тепловых станций. Программа предполагает возврат инвестиций с гарантированной доходностью, привязанной к ОФЗ (примерно 14%), а капитальные расходы возвращаются за счет повышенных платежей для потребителей. При этом важным условием отбора таких проектов стала локализация основного и вспомогательного оборудования для возобновляемой энергетики на уровне 65% с 2019 года. Цель программы – увеличить объем производства и потребления электрической энергии в России с использованием ВИЭ с существующего 1% до 4,5% к 2024 году.
До окончания программы ДМП, то есть до 2024 года, планируется поддержать новые проекты общей установленной мощностью около 5,5 ГВт. По данным Администратора торговой системы, организации, проводящей сбор и обработку заявок, за время действия этого механизма были уже отобраны проекты общей мощностью около 4,3 ГВт (около 77% от запланированного объема), 57% из которых пришлись на солнечную генерацию, 40% на ветровую генерацию и оставшиеся 3% – на малую гидрогенерацию.
Сейчас на рынке поднимается вопрос о необходимости продления этой программы под рабочим названием «ДПМ-штрих». Она предполагает модернизацию существующих энергомощностей в объеме 1,5 трлн руб к 2030 году. Именно финансовая составляющая вызывает больше всего вопросов профессионального сообщества. Стоит ли делать такую высокую ставку на зеленую энергетику? В. Селезнев уверен, что спешить с увеличением доли ВИЭ не стоит, и России надо идти эволюционным путем с учетом как природно-климатических, так и экономических факторов. На данном этапе он рекомендует сосредоточиться на решении вопроса повышения эффективности ветро- и солнечной энергетики. Ведь в настоящее время коэффициент использования установленной мощности для электростанций составляет 50%, для атомных электростанций – 75-78%, а для ВЭУ даже в странах-лидерах – не больше 25%.
«Это уже не сказки»
В то же время законодатель опасается, что в такой парадигме ВИЭ будет отводиться вторичная роль, «на подхвате» у традиционной электроэнергетики. «Игнорирование современных технологических трендов способно привести к потере конкурентоспособности на формирующихся глобальных рынках электроэнергии и усугубить текущую ситуацию», – полагает В. Селезнев. Ведь рано или поздно России придется столкнуться с общемировыми вызовами в области производства энергии. Это – удешевление новых технологий для использования ВИЭ; децентрализация производства энергоресурсов; скорость и простота установки распределительной генерации при низкой стоимости по сравнению с подключением к сети общего пользования; развитие интеллектуальной системы учёта управления энергоресурсами. Меняется и сам потребитель, превращаясь в активного просьюмера (производителя и потребителя в одном лице). Для малой, распределительной, альтернативной энергетики большую роль будут играть технологии накопления электроэнергии в промышленных масштабах. В этих условиях может произойти децентрализация генераций, и это будет уже совсем другая электроэнергетика, опасается эксперт.
Директор программы «климат и энергетика» WWF Алексей Кокорин добавляет, что нарастить российский экспорт энергетического угля в будущем «точно не удастся», и рабочие варианты Энергетической стратегии России на период до 2030 года уже содержат такой сценарий. Так что через 10-15 лет надо быть готовыми к серьезному изменению ситуации. Он отмечает, что области применения ВИЭ в России довольно обширные, например, для ветрогенерации наиболее пригодны такие регионы как Краснодарский край, Ростовская, Волгоградская, Калининградская области, Калмыкия. По его данным, коэффициент использования установленной мощности на единичных системах достигают 40%, что выше, чем у газовой станции. «Снижение себестоимости производства ВИЭ, грамотное планирование развития ВИЭ, исходя из ресурсов того или иного региона, открывает широкие возможности для зеленой энергетики, – уверен А. Кокорин. – Если еще учесть экологическую составляющую, то внедрение возобновляемой генерации дают положительный эффект».
Еще один аргумент в пользу развития ВИЭ в России приводит председатель Российской ассоциации ветроиндустрии Игорь Брызгунов – это формирование новых производственно-технологических компетенции в области солнечной и ветроэнергетики (благодаря локализации). «Инвесторы с охотой переносят производство компонентов оборудования в Россию, поскольку эти элементы, как правило, циклопических размеров, и логистика их очень дорогая», – объясняет эксперт. Так, в России заявлено производство ступицы, генератора и гондолы в Волгодонске, а также завода по производству лопастей для ветроустановок в Ульяновске. Благодаря высокому интересу инвесторов в 2017 году в России были запущены проекты ВИЭ мощностью 35 мегаВатт, в 2018-м планируется ввести 200 мегаВатт, 2019-м – 400, 2020-м – 780, 2021-м – 490, 2022-м – 530 мегаВатт. «Это проекты, которые имеют инвесторов и технологических партнеров, и это уже не сказки, а планируемые инвестиции», – подчеркнул И. Брызгунов. В настоящее время планируются к реализации в общей сложности порядка 40 ветропарков. При этом эксперт подчеркивает, что сегодня не следует менять механизм государственной поддержки: «Механизм ДПМ ВИЭ привлек инвесторов, которые вкладывают миллиарды рублей в развитие производств. И если мы начнем что-то выдумывать, инвестор уйдет, и мы останемся у разбитого корыта».
В ожидании паритета
Руководитель Блока развития перспективных проектов в ТЭК УК «РОСНАНО» Алишер Каланов полагает, что доля ВИЭ в энергосистеме должна определяться экономической целесообразностью. «ВИЭ действительно имеют относительно низкие показатели по использованию установленной мощности, но в мире при выборе технического решения основным показателем является LCOE (Levelised Cost of Energy – нормированная стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла), единый индикатор стоимости электроэнергии для любого вида энергетических установок, – комментирует он. – Именно по этому показателю, по прогнозам Международного агентства по возобновляемой энергетике IRENA, паритет LCOE между ВИЭ и традиционной энергетикой в мире массово ожидается уже к 2020 году. Мы видим, что 6-8 стран уже прошли паритет по солнцу, столько же – по ветроэнергетике. Это значит, что рыночные экономические стимулы для развития ВИЭ в этих странах уже созданы».
Он приводит аргумент, что во многих странах поддержка ВИЭ осуществляется до достижения паритета LCOE ВИЭ с традиционной генерацией и такой же сценарий видит годным для России. «По консервативным прогнозам, паритет с угольной и атомной генерацией в России будет достигнут не позднее 2027-2029 годов, с газовой – не позднее 2035 года», – приводит он данные IRENA. Он добавил, что ТЭК УК «РОСНАНО» по объемам ввода ориентируется, в первую очередь, на Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики РФ до 2035 года. А она предусматривает ввод 11,6 ГВт ВИЭ как базовый ориентир по доле ВИЭ в энергосистеме. При этом эксперт предупреждает, что это не конечные данные: «Надо учитывать мировые тренды развития генерации ВИЭ. Зарубежные страны постоянно пересматривают цели по доле ВИЭ в энергобалансе в сторону их увеличения, так как потенциал отрасли оказался выше, чем ожидалось. Многие станы ошиблись в прогнозах проникновения ВИЭ на порядок. Это может быть актуально и для России, что потребует в ближайшее время обновления программных документов с учетом мировых трендов».
Важно отметить, что РОСНАНО планирует в полной мере воспользоваться программой ДПМ ВИЭ. В 2017 году в селе Красный Яр была введена в эксплуатацию ветряная электрическая станция финской энергокомпании Fortum мощностью 35 МВт – это первый генерирующий объект в Ульяновской области, начавший работу на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Объем инвестиций в проект составил 65 млн евро. До конца 2018 года по соседству появится еще один ветропарк – совместной проект Группы РОСНАНО и Fortum мощностью 50 МВт, реализуемый по ДПМ ВИЭ. По словам А. Каланова, на выбор локации повлияли несколько факторов: наличие ветра, доступность земли, возможности реализации, а также «желание и готовность лидера региона помогать этому проекту». Он подчеркнул, что развитие этого вида генерации сдерживают избыточные требования технического регулирования. Адаптация градостроительного и земельного кодексов РФ, правил диспетчерского управления, технологического присоединения и других документов под реальные условия работы ВИЭ снизит сроки строительства и стоимости проектов, что также повлияет на снижение LCOE ВИЭ.
«Сложно сказать, во сколько обходится энергия потребителю, поскольку этот проект окупается не через стоимость киловатт-часа электроэнергии, – прокомментировал итоги реализации проекта А. Каланов. – Изначально в российском рынке заложена мощностная модель. Мы получаем платежи, исходя из предельных капитальных вложений, которые были определены на конкурсе по отбору мощностей. Доходность привязана к облигации федерального займа – на сегодня это в районе 12%. Стоимость электроэнергии для нас – это синтетический показатель, потому что в финансовой модели более 85% приходятся на платежи за мощность, а 15% – это стоимость электроэнергии. Последний конкурс прошлого года показал, что предельные капитальные расходы сильно приблизились к европейским и достигли 1,5 тысячи долларов за киловатт возводимой мощности. Что точно меньше, чем в некоторых видах традиционной генерации».
Проблемы роста
Президент компании «РУСЭНЕРГОСБЫТ» Михаил Андронов не отрицает, что России нужны ВИЭ, но лишь на территориях, не охваченных сетевым хозяйство РАО ЕЭС, и куда ежегодно приходится осуществлять дизельное топливо Северным завозом. В регионах, где уже функционируют атомные и газовые станции (которые уже оплачены потребителем) это экономически нецелесообразно, уверен он. «Россия – великая углеводородная держава. Европа и Китай развивают зеленые технологии, потому что с ископаемыми ресурсами там проблема. У нас половина страны не охвачена РАО ЕЭС. Там прекрасные возможности для использования энергии ветра и солнца, и ветряки окупаются уже сейчас», – отметил М. Андронов. Его критика направлена на механизм реализации господдержки, когда для ВИЭ были созданы «тепличные условия» фактически за счет потребителей, которые не могут отказаться от покупки мощности по контрактам ДПМ. Как следствие, подобные вложения без рисков для инвестора приводят к возникновению множества аналогичных нерыночных механизмов. Например, уже есть ДМПы на мусоропереработку.
По мнению М. Андронова, продление программы ДПМ ВИЭ крайне негативно скажется на потребителях. «Суммарная стоимость программы ДПМ ВИЭ с начала ее запуска в 2013 году может составить до 10 трлн. руб. Расходы потребителей на всю программу ВИЭ сопоставимы с затратами государства на здравоохранение в течение 21 года», – приводит он весьма красноречивое сравнение. Эксперт предлагает отказаться от продления механизма ДПМ в возобновляемой энергетике после 2024 года в пользу рыночных механизмов. «В дальнейшем необходимо сделать упор на развитие конкуренции между российскими производителями ВИЭ технологий и на строительство объектов в областях, где это экономически выгодно», – подчеркнул он.
Заместитель председателя правления Ассоциации «НП Совет рынка» Олег Баркин также отмечает проблемы роста на рынке ВИЭ, в частности, «колоссальный масштаб перекрестного субсидирования». Например, это касается уже упомянутой выше проблемы мусоросжигания (по российскому законодательству оно также относится к ВИЭ). «Очевидно, что электроэнергия в данной технологи – побочный и далеко не самый важный продукт. Несмотря на это все капитальные расходы входят в стоимость киловатт-часа. Это пример некорректного подхода к использованию программы субсидирования», – прокомментировал он.
Навстречу цифровой энергетике
В целом продолжать поддержку ВИЭ за счет энергорынка категорически неправильно, считают в «Совете рынка». По мнению экспертов организации, основной целью системы поддержки ВИЭ после 2024 года должно стать создание экономических условий для повышения эффективности ВИЭ российского производства с выходом её на конкурентоспособный уровень на внутреннем рынке и с перспективной – на зарубежные рынки. Мерами поддержки проектов ВИЭ может стать формирование рыночной мотивации, устранение избыточных затрат для инвесторов и производителей оборудования в РФ, упрощение доступа проектов на рынок, совершенствование налоговой и таможенной политики, а также стимулирование добровольного спроса на «зеленую» электроэнергию.
По словам О. Баркина, при любом раскладе в ближайшие сто лет человечество перейдет на использование возобновляемых источников энергии, так что вопрос не в том, «играем мы в это или нет», а в том, как подготовиться к этому энергетическому переходу. Для этого придется справиться как минимум с тремя вызовами. Первый – это очень высокая конкурентность: чтобы преуспеть на глобальном рынке ВИЭ его участникам потребуется искать специфические ниши, встраиваться в высоко конкурентные цепочки международных поставок, искать партнеров и экспериментировать с новыми бизнес-моделями. Второй вызов лежит в области инженерии – необходимо будет адаптировать сетевую, диспетчерскую инфраструктуры для проектов ВИЭ. Впрочем, здесь у России есть более широкие возможности для поиска, так как в отличие от других стран в РФ есть «подушка безопасности» – развитая отрасль традиционной энергогенерации. Наконец, третий вызов – это участие в технологической гонке. России придется либо создавать все эти технологии самостоятельно, либо приобретать за рубежом.
Пока Россия решает базовые вопросы структурирования внутреннего рынка по источникам энергии, глобальные рыки стремительно развиваются, причем ставка делается на формирование digital-энергетики. Под этим термином подразумевается развитие цифровых принципов управления для повышения надежности энергосистем, появление новых технологий на экспорт, сокращение издержек конечных потребителей, отмечает эксперт Аналитического центра при Правительстве РФ Виктория Гимади. Россия пока делает первые шаги в этом направлении, так что предстоит еще много работы в части формирования институциональной базы на оптовом и розничных рынках. В частности, для определения новых ролей субъектов на рынке электроэнергетики (таких как просьюмеры). Также речь может идти о дерегулировании и развитии рыночных отношений в рознице электроэнергии. Для всех этих новых процессов и явлений необходимо нормативное определение.
Комментарии (0)