Накроет ли энергорынок вторая волна поддержки ВИЭ.

Эксперты призывают ограничить аппетиты альтернативной генерации.

"Совет рынка", по данным "НГ", до конца апреля запросит у Минпромторга, Минэкономразвития и участников рынка ВИЭ информацию о промежуточных результатах действующей до 2024 года программы поддержки альтернативной генерации. Оценка ее эффективности необходима для определения механизмов второго этапа поддержки. Сейчас складывается парадоксальная ситуация: новая программа активно прорабатывается, несмотря на то что эффекты от уже принятых и во многом реализованных мер еще не до конца проанализированы. Участники рынка ВИЭ говорят о продлении механизмов поддержки как о неизбежной перспективе. Однако есть и другая точка зрения. Опрошенные "НГ" эксперты, представители энергопотребителей и традиционной генерации считают, что с широкими преференциями для ВИЭ, наоборот, пора заканчивать.

В рамках действующей программы завершены все отборы выделенных квот в размере 5,4 ГВт. Последние станции должны быть построены к 2025 году. Поддержка ВИЭ идет через договоры поставки мощности (ДПМ): капитальные затраты вернутся инвесторам с доходностью за счет повышенных сборов с потребителей оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в течение 15 лет. Сейчас идет обсуждение параметров нового этапа поддержки, при этом предполагается, что он продлится до 2035 года, а механизм ДПМ будет сохранен.

Позицию "Совета рынка" в феврале изложил заместитель председателя правления ассоциации Олег Баркин. Он назвал дополнительную нагрузку и перекрестное субсидирование одними из самых главных обременений текущей программы, а достижение конкурентоспособности ВИЭ на внешних и внутренних рынках – целеполаганием для развития ВИЭ после 2024 года. Финансовая нагрузка на рынок будет строго ограничена, вместо количества мегаватт новых мощностей правительство задало стоимостные ограничения размера субсидирования, подчеркнул он. После 2035 года субсидирование за счет ОРЭМ должно прекратиться, а объекты ВИЭ должны участвовать в рынке на общих основаниях. Отборы проектов в рамках второго этапа поддЦержки должны проводиться по одноставочной цене (LCOE), "Совет рынка" предлагает до 2035 года линейно и планомерно снижать предельную цену для отборов ВИЭ до рыночной цены.

Между тем в феврале "Совет рынка", по данным "НГ", решил запросить у федеральных ведомств и участников рынка ВИЭ информацию о достигнутых и ожидаемых эффектах от первой программы ДПМ ВИЭ. Заняться этим решено по инициативе участников рынка – крупных энергопотребителей. Причем два года назад ассоциация уже пыталась провести подобный опрос, однако большинство адресатов так и не ответили.

Платежи растут, вводы срываются, цели недостижимы

При этом некоторые оценки в принципе уже давно известны (см., например, "НГ" от 09.04.19). В ближайшее время энергопотребителей ожидает стремительный рост платежей – по 15–20 млрд руб. в год: с 28 млрд руб. в 2019 году до 108 млрд руб. к 2024 году. Поскольку ДПМ рассчитан на 15 лет, платежи по программе продолжатся еще длительное время после ее завершения. И суммарно ДПМ ВИЭ обойдется рынку примерно в 2 трлн руб., из которых около 90% составит переплата по сравнению со средневзвешенной ценой от традиционной генерации, подсчитали энергопотребители.

Темпы вводов объектов альтернативной генерации отстают от запланированных. Как недавно писал "Коммерсант" (19.02.20) со ссылкой на данные Центра финансовых расчетов (ЦФР), с 2014 по 2019 год в России был построен 1 ГВт ВИЭ-генерации, то есть 56,4% от объемов, запланированных к вводу за пять лет программы, или 21,1% от всего ее объема. Генерирующие компании ежегодно срывают сроки по проектам, поэтому часть вводов постоянно переносится на следующий год, из-за этого за четыре года инвесторы заплатили около 4,9 млрд руб. штрафов, посчитали в ЦФР: 11 компаний сорвали сроки поставки по 36 проектам на 849,44 МВт с задержками на 1–13 месяцев. В 2019 году был запланирован ввод 53 проектов мощностью 1,09 ГВт, но фактически заработали только 42 станции на 718,5 МВт, причем из них 17 станций на 275 МВт должны были запуститься еще в предыдущие годы.

Большинство целей, заявленных на старте программы, возможно, и не смогут быть достигнуты. Например, платеж за ВИЭ в конечной цене электроэнергии явно будет выше запланированных 2% и превысит 6%: сейчас это еще не вполне заметно, но основной объем ввода мощностей ВИЭ и соответствующий рост финансовой нагрузки на рынок выйдут на максимальные значения ближе к 2024 году (когда на мировых рынках, наоборот, ожидается дальнейшее снижение цены). Вместо обещанных 200 тыс. рабочих мест в отрасли создано не более 10 тыс. ВИЭ практически не развиваются в изолированных энергосистемах для замещения выработки на дорогом привозном топливе или на розничном рынке (в среде естественной конкуренции). В целом по оценкам энергопотребителей обременение экономики затратами на субсидирование ВИЭ ведет к снижению годовых темпов роста ВВП на 0,3% и увеличению инфляции в размере около 1%.

Отчасти достижением можно сцчитать снижение капзатрат на финальных отборах программы, прошедших в последние два года. Однако эксперты по-разному оценивают это обстоятельство. "Была конкуренция, и получилось снизить удельные капвложения – проекты 2017 года разыгрывались по цене около 100 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности (1,5 тыс. долл. по курсу), проекты 2018–2019 годов – по цене 60–80 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности. Это в целом сопоставимо со странами, где индустрия развивается давно", – сказал "НГ" завлабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Валерий Семикашев.

Вместе с тем не стоит переоценивать эффект из-за несущественного объема квоты и сохранившейся практически неизменной средневзвешенной цены за 2013–2024 годы, призывают энергопотребители. "Снижение затрат от уровня, который в разы превосходит средний мировой, увы, вряд ли можно назвать достижением, – сказал "НГ" заместитель директора ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Валерий Дзюбенко. – Произошло лишь частичное урезание сверхдоходов, причем на мизерном объеме. Дело в том, что основная доля мощности ВИЭ уже была распределена на прошлых отборах и цены на них сложились такие, что в пересчете на LCOE оказались в 4–7 раз выше среднемировых значений".

Одной из главных целей программы ДПМ называлось создание отрасли производства оборудования для ВИЭ и наращивание ее экспорта. Здесь тоже сохраняется много сомнений. Прежде всего сам механизм ДПМ не стимулирует появление на рынке конкурентных технологий, их обновление и удешевление. На это, в частности, указывают в недавней статье ученые Центрального экономико-математического института (ЦЭМИ) РАН – главный научный сотрудник Иван Грачев и старший научный сотрудник Сергей Некрасов. "По итогам конкурсных отборов период производства электроэнергии по ДПМ ВИЭ составляет 15 лет с даты начала поставки. Но, как показывает международный опыт, за этот период стоимость генерации ВИЭ кратно снижается, а технические решения предыдущих проектов устаревают. Предпосылки устранения данной тенденции отсутствуют. Поэтому ДПМ ВИЭ является источником новых внутрисистемных противоречий: в частности, потребители в 2030 году будут обременены необходимостью погашать обязательства по вводу в эксплуатацию потерявших конкурентоспособность, устаревших на несколько лет, а то и десятилетие возобновляемых источников", – отмечают ученые. Механизмы ДПМ в целом, по их мнению, "не решают проблемы, возникающие в энергоснабжении, а, сглаживая противоречия в краткосрочном периоде, ведут к их переводу в хроническую фазу с запрограммированным обострением в ближайшем будущем".

Большой вопрос: насколько применяемое в России оборудование ВИЭ современно и надежно? Информации об этом немного (хотя, например, недавно портал "Энергетика и промышленность России" сообщал об аварийных ситуациях в Тыве из-за того, что поставленные на местные автономные гибридные энергоустановки системы накопления энергии после ввода их в эксплуатацию не функционируют должным образом). Свидетельством качества и востребованности задействованных в России технологий мог бы стать (как, в принципе, и планировалось) их экспорт. Его показатели оценить пока трудно, но есть, впрочем, косвенные данные. В прошлом году СМИ сообщали об обсуждаемой в правительстве возможности обязать инвесторов ВИЭ в рамках новой программы поддержки экспортировать с 2025 года продукцию на сумму не менее 10% совокупных затрат на строительство станций (с ростом до 30% к 2035 году). Если это так, то это значит, что сейчас экспорт не достигает даже 10% объема отечественного рынка и, по сути, с 2025 года экспортные поставки в сколько-нибудь значимых объемах только начнутся.

Еще одним замечанием не в пользу программы поддержки ВИЭ в России является ее чрезмерная дороговизна, в частности в сравнении с соседним Казахстаном, на рынке которого представлены в том числе российские компании, – об этом "НГ" ранее уже писала (см. номер от 02.07.19). Механизм поддержки проектов ВЭС и СЭС в Казахстане постоянно меняется, со временем адаптируя последние мировые практики. В результате введения новых правил на прошедших в 2018 году отборах победителями на 857 МВт проектов стали 30 компаний из девяти стран, а в России 1042 МВт ВИЭ было распределено всего между шестью компаниями, из которых только одна может условно считаться иностранной компанией. При этом на прошедших в России в 2018 году конкурсах победители (те же, что будут реализовывать проекты и в Казахстане) выиграли их с одноставочной ценой 14–15 руб/кВт-ч, а в Казахстане – с ценой 3–4 руб/кВт-ч.

У критиков есть и системные претензии к действующей программе поддержки ВИЭ. Поскольку ветряные и солнечные электростанции в силу своей метеозависимости не могут обеспечить безусловную готовность оборудования к поставке электроэнергии, возникает вопрос, насколько легитимна оплата в рамках ДПМ всей их установленной мощности. Ставка на СЭС и ВЭС не решит проблему надежного энергоснабжения потребителей, а увеличение их доли в энергобалансе приведет к необходимости поддерживать в работе все больше резервных мощностей традиционных электростанций. Выбросы парниковых газов если и снизятся, то в мизерном объеме (по некоторым оценкам – на 5,6 млн т СО?-эквивалента ежегодно с 2025 года, что составит лишь 0,2% от объема эмиссии в РФ в 2014 году). С этой точки зрения, возможно, было бы оптимальнее развивать не СЭС и ВЭС, а гидрогенерацию, учитывая ее надежность, больший вклад в снижение выбросов и огромный российский гидропотенциал, но этот вопрос пока даже не рассматривается.

На перспективы ВИЭ накладывают отпечаток и резкие колебания на мировых рынках углеводородов. Срыв договоренностей ОПЕК+ привел к сильнейшему за три десятилетия однодневному падению цен на нефть Brent: 9 марта стоимость майских фьючерсов опускалась до 31 долл. за баррель – почти на треть ниже, чем 6 марта. Цена нефти вернулась к уровням начала 2016 года. Если текущая цена продержится достаточно долго, то такое падение цен на углеводороды делает перспективы ВИЭ по достижению сетевого паритета с традиционной генерацией в долгосрочной перспективе нереализуемыми как в России, так и за рубежом.

"ДПМ обогащает отдельных инвесторов"

Как в целом можно оценить действующую программу ДПМ ВИЭ и есть ли иные, рыночные альтернативы у механизма ДПМ в дальнейшей поддержке ВИЭ?

Валерий Семикашев считает, что в части ВИЭ механизм ДПМ к настоящему моменту себя скорее оправдал, чем нет. Помимо конкуренции на последних отборах он отмечает еще несколько плюсов: "В России появилась отрасль по производству и обслуживанию установок на ВИЭ. При этом достигнута необходимая локализация оборудования, получен реальный опыт массового типового строительства (соответственно узнали, по какой цене можно строить и эксплуатировать эти установки). На новых проектах ВИЭ стали достигаться значимые показатели коэффициента использования установленной мощности – примерно 15%. Это сопоставимо с западным уровнем. Ранее в России такого не было".

Однако в целом механизм ДПМ для энергетики вреден, считает эксперт: "Он учит генерирующие компании не инвестировать кроме как по ДПМ (то есть гарантированные инвестиции), он завышает платежи потребителей". А к минусам конкретно ДПМ ВИЭ Валерий Семикашев относит несколько моментов: "По оценкам, потребителям придется заплатить около 2 трлн руб., притом что совокупные инвестиции по ДПМ ВИЭ составили примерно 0,5 трлн. руб. Это приведет к давлению на цены на электроэнергию и потом – проинфляционному эффекту (через рост цен на электроэнергию). Скорее всего использование ВИЭ будет иметь негативный системный эффект для энергосистемы. В периоды работы ВИЭ будет сокращаться загрузка ТЭЦ и ГРЭС. Косвенным эффектом может быть и рост удельных затрат топлива на выработку электроэнергии в моменты использования ВИЭ. Генерирующие компании еще раз убедились, что можно самим не инвестировать. Это негативный институциональный эффект".

"Главный изъян программы поддержки ВИЭ в России – это использование нерыночного механизма ДПМ, – убежден Валерий Дзюбенко. – Во-первых, аукционы на понижение цены стимулируют инвесторов развивать вчерашние, уже отстающие технологии. Во-вторых, оплачивается не электроэнергия, а мощность объектов ВИЭ, наличие которой не гарантируется, поскольку солнце и ветер бывают не всегда. В-третьих, предельные цены для отборов были зафиксированы на очень высоком уровне двух- трехлетней давности. В итоге программа поддержки развития ВИЭ в России стала больше похоже на схему обогащения отдельных инвесторов ВИЭ и кредитующих их банков без увязки с результатами таких инвестиций для экономики и страны в целом".

"ВИЭ уже оказано достаточно поддержки"

"Еще более печально то, что предлагается повторить эту ошибку и создать вторую волну ДПМ ВИЭ. На горизонте 2025–2030 годов уже появилась перспектива рыночной окупаемости объектов ВИЭ, а нам предлагается продолжать их субсидирование по ДПМ вплоть до 2050 года. Было бы эффективнее использовать налоговое стимулирование, льготное проектное финансирование, зеленые сертификаты, развитие ВИЭ в удаленных и изолированных территориях, стимулирование строительства микрогенерации на основе ВИЭ. Но использование этих более выгодных для экономики инструментов почему-то уводится на второй план и затягивается", – констатирует Валерий Дзюбенко.

Валерий Семикашев полагает, что в ближайшие несколько лет было бы полезнее сделать паузу, не проводить новые конкурсы, а проанализировать работу новых установок и экономическую эффективность и эффекты для энергосистемы: "Кроме того, для наших производителей оборудования было бы полезно пожить пару лет без гарантированного спроса, это простимулирует их искать покупателей, выходить на новые рынки – это факторы в сторону снижения цен".

"Как можно было бы развивать ВИЭ в России далее? Разработать условия для использования ВИЭ в децентрализованном сегменте, – считает Валерий Семикашев. – Для этого можно опереться на достигнутые показатели капзатрат и себестоимости. В изолированных населенных пунктах стоимость снабжения на привозном топливе часто выше достигнутых показателей в рамках ДПМ ВИЭ. Поэтому для увеличения доли выработки на ВИЭ в России можно с гораздо меньшими удельными и совокупными затратами замещать традиционную генерацию на ВИЭ как раз в изолированных районах".

Руководитель департамента ТЭК Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Александр Григорьев скептически настроен в отношении перспектив массового развития ВИЭ в конкурентной среде в российских условиях. По его мнению, это невозможно: даже в рамках ДПМ не все конкурсы разыгрываются, а текущие проекты реализуются с постоянным отставанием от графика, отметил он "НГ". "При этом в отдельных случаях ВИЭ могут составлять конкуренцию, например, дорогой дизельной генерации в отдаленных районах", – добавил он.

Представители традиционной генерации полагают, что уже оказанная ВИЭ поддержка за счет ДПМ достаточна и дальше альтернативную энергетику нужно развивать на рыночных условиях в первую очередь на удаленных территориях. Позиция главного отраслевого сообщества – "Совета производителей энергии" по этому вопросу основывается на положениях майского указа президента о национальных целях и стратегических задачах, сообщили "НГ" в ассоциации. В документе, в частности, содержится прямое указание о необходимости развивать централизованные энергосистемы, включая модернизацию генерирующих мощностей тепловых, атомных и гидроэлектростанций в соответствии с потребностями социально-экономического развития, говорится в комментарии.

"Ввиду климатических особенностей и наличия обширных запасов углеводородного топлива использование когенерационного цикла производства электро- и теплоэнергии на ТЭС наиболее оптимально на территории России. Именно тепловые ТЭС являются базовой генерацией российской энергосистемы, – подчеркивают в ассоциации. – Считаем (и это отражено в майских указах президента Российской Федерации Владимира Путина), что ВИЭ необходимо развивать на удаленных и труднодоступных, изолированных территориях. Полагаем также, что за счет программы ДПМ ВИЭ ВИЭ-генераторам оказана достаточная поддержка, дальнейшее развитие должно осуществляться на рыночных принципах и с применением иных мер поддержки".

Глеб Тукалин,

Независимая газета, 12.03.2020