Скільки коштують традиційні та відновлювані джерела енергії. Світова практика


Найчастіше можна почути думку, що відновлювані джерела енергії є «дорогими» іграшками багатих країн. Насправді, світова практика з підтримки ВДЕ, що полягає у збільшеному тарифі на продаж електроенергії, сприяє зростанню державних субсидій на купівлю «зеленої» енергії, що в кінцевому рахунку тягне за собою зростання тарифів на електроенергію, наприклад, у Німеччині відрахування на ВДЕ в тарифі на електроенергію для населення за 9 років зросли з 0,69 до 5,27 євроцентів/кВт*год (Джерело: BDEW). У результаті в Європейському союзі було переглянуто державні субсидії на відновлювану енергетику та прийнято низку законодавчих актів, які зменшують привілеї виробників «чистої» енергії.

Проте, дослідження міжнародного енергетичного агентства (МЕА) та інших великих консалтингових компаній показують, що в низці розвинених країн, незважаючи на проголошену політику відмови від субсидування викопного палива, зберігаються заходи державної підтримки енергетики на основі викопного палива, які часом чутливо впливають на національну економіку та чутливі політику.

Щоб розібратися з розмірами субсидій необхідно спочатку визначити, що вони включають і як їх оцінюють.

У міжнародній практиці є кілька визначень поняття субсидій, але єдине, що всі ці поняття об'єднують, це те, що субсидії поділяються на дві групи:

  1. Субсидії виробникам.
  2. Субсидії споживачам.

Для більш точного опису поняття субсидій у сфері енергетики краще скористатися визначенням МЕА: «Будь-яка дія уряду, спрямована переважно на енергетичний сектор, що знижує витрати виробництва енергії, підвищує ціну, одержувану виробниками енергії, або знижує ціну споживачів», наприклад:

Найпопулярнішим видом енергетичних субсидій є прямий переказ коштів. Для виробникасубсидії можуть виражатися у покритті збитків, і компенсації витрат за будь-які ресурси (наприклад, субсидування фонду заробітної плати чи відсоткової ставки за кредитом), до компенсації витрат за розробку і впровадження інноваційних технологій.

Субсидії для споживачаполягають у зниженні ціна на енергоносій, що закуповується, а різниця компенсується продавцю за рахунок бюджету держав.

РОЗМІРИ СУБСИДІЙ

Міжнародне енергетичне агентство спільно з Організацією економічного співробітництва та розвитку (ОЕСР) проводить міжнародне дослідження в галузі енергетичних субсидій на викопне паливо та відновлювані джерела енергії і ось до яких результатів вони дійшли:

Світові субсидії за 2013 рік

Джерело: International Energy Agency

Субсидії на ВДЕ, на відміну від субсидій на викопне паливо, демонстрували поступальне зростання протягом усього періоду, причиною цього є енергетична стратегія більшості держав, що носить «зелений» характер. Але незважаючи на бурхливе зростання відновлюваних джерел, субсидії на викопне паливо в 4,5 рази вищі. А низка прийнятих законодавчих актів у Європі має сповільнити та зменшити витрати держави на відновлювані джерела енергії.

У п'ятірці лідерів у галузі субсидій на викопне паливо є Іран, Саудівська Аравія, Індія, Росія та Єгипет (за даними на 2013 рік)

Субсидії на викопне паливо

Джерело: International Energy Agency

На цій карті зображені розміри субсидій на викопне паливо, млрд. дол (на чорному прямокутнику)

На діаграмах зображені розміри субсидій у відсотковому співвідношенні на нафту, газ та електрику

Деякі країни намагаються зменшити розміри субсидій, наприклад, Єгипет, який у липні 2014 р. скоротив розмір енергетичних субсидій на 6,2 млрд дол. Внаслідок чого збільшився платіжний баланс країни. Таким шляхом пішли Індія та Індонезія.

ПОРІВНЯННЯ СУБСИДІЙ У РІЗНИХ КРАЇНАХ

В енергетичному світі крім рівня розвитку країн прийнято рішення ділити країни на імпортер чи експортер паливних енергетичних ресурсів, тобто, якщо в країни частка власних первинних енергоресурсів понад 100%, то країна належить до експортерів енергоресурсів, і навпаки.

Класифікація країн «Групи двадцяти»

Джерело: International Energy Agency

Як приклад розглянемо по одній країні з кожної групи (розвинена-експортер - Канада, розвинена-імпортер - Європейський союз, що розвивається-експортер - Росія, що розвивається-імпортер - Китай)

КАНАДА

Джерело: сайт censor.net.ua

ВИКОПНЕ ПАЛИВО

Субсидування виробників викопного палива в Канаді здійснюється на федеральному рівні, а також у ряді провінцій, які мають найбільші запаси енергетичних ресурсів. На федеральному рівні діє податкова знижка з доходів від розробки природних ресурсів, що виснажуються (Earned Depletion Allowance), що передбачає зниження податкової бази для компаній, що добувають енергоресурси. Субсидія на розвідку дозволяє видобувним компаніям у повному обсязі відняти відповідні витрати з бази оподаткування. Незвичайною формою субсидування виробників є введений ще в 1950-і роки дозвіл на випуск про «проточних» акцій. Компанії, що несуть витрати на розвідку та розробку нових родовищ, можуть випускати та продавати інвесторам такі акції. Вони не враховуються в базі оподаткування, що збільшує інтерес інвесторів.

ВИРОБНИКАМ ВІЕ

Виробники, які використовують для виробництва енергії з ВДЕ отримують субсидію у розмірі 50% від його балансової вартості, якщо вона відповідає стандартам енергоефективності, та 30% балансової вартості, якщо не відповідає. Для підтримки нових проектів у галузі відновлюваної енергетики передбачено програму відшкодування витрат. Матеріальні та нематеріальні витрати (у тому числі на дослідження) віднімаються з бази оподаткування, і це відрахування може бути передане інвестору за допомогою випуску «проточних» акцій. Програма наукових досліджень та експериментальних розробок передбачає податкове відрахування у вигляді 35 % федеральних податків підприємствам. Окремі заходи щодо підтримки виробників відновлюваної енергії реалізуються лише на рівні провінцій.

СПОЖИВАЧАМ ВІЕ

Основним заходом підтримки споживачів ВДЕ є зелені тарифи на енергію з відновлюваних джерел, які діють чи готуються до впровадження в окремих провінціях Канади.

Якщо порівняти субсидії на відновлювані джерела енергії та традиційне паливо в Канаді, то цифри будуть приблизно однакові на рівні 2,8 млрд. дол/рік.

ЄВРОПЕЙСЬКИЙ СОЮЗ

Джерело: сайт novosti-es.ru

ВИКОПНЕ ПАЛИВО

ВИРОБНИКАМ

Незважаючи на зазначені ініціативи ЄС, прогрес у сфері відмови від неефективного субсидування сповільнився та надання субсидій зберігається у більшості європейських країн. У Європі найпоширенішим викопним паливом є вугілля, і як основний одержувач виробничих субсидій тут виступає вугільний сектор. На нього припадає до 80% загальної підтримки виробників викопного палива в ЄС, яка у 2011 році склала 4 978 млн дол. Максимальний внесок у європейську підтримку виробників вугілля робить Німеччина.

СПОЖИВАЧАМ

Споживачі викопного палива в ЄС отримують більш масштабну підтримку: її можна оцінити в 30 459 млн дол. у 2011 році. Як і у випадку із субсидіями виробникам, субсидії споживачам викопного палива в ЄС набувають форми податкових пільг. Вони характерні для всіх країн ЄС.

ВІДНОВЛЮВАНІ ДЖЕРЕЛА ЕНЕРГІЇ

Основними заходами державної підтримки ВДЕ в електроенергетиці є зелені тарифи, преміальні надбавки до ціни зеленої електроенергії та обов'язкові квоти для ВДЕ. Зелений тариф є гарантованою ціною, яку отримує виробник за електроенергію з ВДЕ, що постачається в мережу. Квоти на електроенергію з ВДЕ встановлює держава, вимагаючи від споживачів чи виробників використовувати певну частку електроенергії ВДЕ. Податкові винятки (послаблення) та кредити за пільговими відсотковими ставками, виступають у ролі додаткових заходів у програмах підтримки ВДЕ.

Якщо порівняти субсидії на відновлювані джерела енергії та традиційне паливо в ЄС, то відновлювана енергетика дотується у більшому обсязі, станом на 2011 р. субсидії на ВДЕ становили 0,3% ВВП, а викопне паливо 0,2% ВВП ЄС. Найбільший внесок роблять такі країни як Німеччина, Іспанія та Італія.

Субсидії ВДЕ в ЄС щодо секторів підтримки у 2009 році, млрд дол.

Джерело - Ecofys, 2011

де - ВІЕ-Е - відновлювані джерела енергії в галузі електроенергетики

ВІЕ-ТХ - відновлювані джерела енергії в галузі теплохолодопостачання

ВІЕ-Т - відновлювані джерела енергії в галузі транспорту

РОСІЯ

Джерело: сайт: oboi.ws

ВИКОПНЕ ПАЛИВО

ВИРОБНИКАМ

Можуть бути виділені такі основні методи надання субсидій: - Пряме фінансування окремих галузей ПЕК за допомогою бюджетних виплат у науково-дослідні роботи в галузі ПЕК та виробникам (збутовим) підприємствам газової галузі з метою покриття витрат на будівництво нової інфраструктури; А також зниження податків на майно, прибуток та зниження вивізних мит.

СПОЖИВАЧАМ

Субсидування має такі цілі:

  • збереження прийнятного рівня цін на газ та електроенергію для споживачів комунально-побутового сектору
  • стимулювання зростання промислового виробництва з допомогою субсидування ціни газу.

Характеристика основних субсидій споживачам копалин палива в Росії

Джерело - Міністерство енергетики Російської Федерації; IEA, 2010

ВІДНОВЛЮВАНІ ДЖЕРЕЛА ЕНЕРГІЇ

ВИРОБНИКАМ

На цьому етапі існують такі механізми субсидування виробництва електроенергії з ВІЕ:

  • надбавки до ціни електроенергії
  • укладання договорів про надання потужності ВІЕ
  • прямі субсидії з державного бюджету на компенсацію вартості технічного приєднання об'єктів генерації з встановленою потужністю не більше 25 МВт на основі ВДЕ;

СПОЖИВАЧАМ

На сьогоднішній момент немає жодних субсидій споживачам енергії з ВДЕ, скоріше споживачі є джерелами субсидій, ніж їх отримують.

Якщо в попередніх країнах на державному рівні ВДЕ та викопне паливо підтримувалися на одному рівні, то в Росії спостерігається повна протилежність, субсидії на викопне паливо оцінюються у розмірі 47 млрд. дол. на рік, а ВДЕ не досягає мільярда.

КИТАЙ

Джерело: сайт: polit.ru

ВИКОПНЕ ПАЛИВО

ВИРОБНИКАМ

Субсидування виробників викопного палива здійснюється як прямими, і непрямими механізмами. Вони включають часткову компенсацію вартості імпорту, пільгове кредитування та оподаткування, науково-технічну підтримку. Наприклад, державну підтримку отримують нафтогазові компанії, які здійснюють купівлю енергетичних активів за кордоном, а також виробники викопного палива користуються податковими пільгами. Від ПДВ звільнено переробку вугільних відходів та шламу, горючих сланців та ін. Податок на прибуток скорочено з 25% до 15% для всіх підприємств, що використовують високоефективні технології

СПОЖИВАЧАМ

Основним інструментом підтримки споживачів копалин є цінове регулювання. Регулювання цін стосується як вугілля, газу, так і палива для транспорту.

ВІДНОВЛЮВАНІ ДЖЕРЕЛА ЕНЕРГІЇ

ВИРОБНИКАМ

Прямі та непрямі механізми державної підтримки виробників ВДЕ у Китаї дуже різноманітні. Вони включають пряме державне фінансування центрального та місцевих урядів, демонстраційні проекти, застосування зелених тарифів, пільгове кредитування та оподаткування, науково-технічну підтримку.

СПОЖИВАЧАМ

Субсидування споживання ВДЕ здійснюється через їхніх основних споживачів — електромережні компанії, а також шляхом фіксування цін.

Незважаючи на те, що Китай є лідером із встановленої потужності ВДЕ у світі, державні субсидії на викопне паливо перевищують на «зелену» енергію в 15 разів: 21 млрд. проти 1,4 млрд. дол.

Як показують дані, незалежно від того, на якому економічному та енергетичному рівні розвитку знаходиться країна, в ній існують субсидії на викопне паливо (виняток становить Колумбія, але вона не входить у G 20). Щодо субсидій на ВДЕ можна сказати, що в більшості країн вони набагато менші за субсидії на копалини, виняток становить ЄС, де «зелена» економіка стає на перше місце.

НАСЛІДКИ ЕНЕРГЕТИЧНИХ СУБСИДІЙ

Звісно, ​​з економічної точки зору, субсидії штучно знижують ціни на енергію, сприяючи тим самим зменшенню витрат на купівлю енергії. Але досить до цікавих результатів прийшло дослідження МВФ, в якому говориться, що більшість субсидій отримують забезпечені верстви населення, це стосується практично всіх форм енергії. Це пояснюється досить просто, що більше ви споживаєте, то більше вписувалося економічний ефект від субсидій, а більшості країн досить добре відстежується залежність споживання енергоресурсів від рівня доходів. Незважаючи на нерівність розподілу енергетичних субсидій, більшість досліджень привели до висновку, що малозабезпечені групи населення постраждають від скасування субсидій і потребують компенсації або заміни на більш ретельно розроблені цільові субсидії.

Субсидування копалин енергетичних ресурсів визнається чистою втратою суспільного добробуту, наприклад дослідження МЕА в 37 країнах за 2000-2012 р., показало, що субсидії зменшують сумарний суспільний добробут незалежно від джерел їх фінансування як у країнах-імпортерах, так і в країнах-експортерах нафти. Втрати незначні, якщо субсидії не перевищують 1% ВВП і швидко зростають у разі перевищення цього порога.

Але найбільший вплив субсидії мають на екологію (за рахунок стимулювання споживання викопного палива, збільшуються викиди парникових газів в атмосферу). Як приклад, наведено кілька досліджень.

Оцінки частки скорочення викидів СО2 у разі скасування субсидій на викопні енергоресурси

Джерело - Аналітичний центр при уряді Російської Федерації

Особливу увагу варто приділити і оцінці субсидій на ВІЕ у сфері екології. Нещодавнє дослідження Національної академії наук США продемонструвало практично повну відсутність ефекту на викиди — зміна викидів, пов'язана з дією субсидій, за результатами моделювання становитиме від -0,3 до +0,2 % за 2010-2035 роки.

Субсидування ВДЕ викликає сумніви щодо екологічних аспектів через те, що необхідно використання резерву для потужностей сонячної або вітряної, за рахунок спалювання викопного палива.

Що стосується впливу на рівень соціального добробуту у разі субсидування ВДЕ, то висновки аналітичних досліджень досить різноманітні, наприклад:

  • зростання надбавок до плати споживачів за електроенергію стримує збільшення доступності електроенергії
  • субсидування ВДЕ підвищує суспільний добробут, якщо інтерналізує екологічні ефекти, проте не є найефективнішим засобом для досягнення цієї мети
  • постійні субсидії ВІЕ — дорогий і ризикований інструмент, оскільки відхилення від оптимальних рівнів субсидій (на 2 %) вгору знижують суспільний добробут (-3 %), вниз — збільшують викиди парникових газів (+18 %); привабливою альтернативною політикою ціноутворення на вуглець може стати «зелений тариф» на енергію з ВДЕ та вуглецеві фонди, оскільки за невеликої вартості (0,8 та 0,6 % відповідно) вони обмежують побічні ефекти зростання цін на 60 %

Різнорідність впливу субсидій, що стимулюють розвиток ВДЕ у тому числі через вплив на тривалість життя, купівельну спроможність та соціальний добробут населення, визначає необхідність виваженої оцінки переваг та недоліків даного інструменту.

Що ж до Білорусі, то даних щодо енергетичних субсидій знайти у вільному доступі не вдалося, але якщо провести аналіз установок, що виробляють електроенергію від відновлюваних джерел енергії, то виходять наступні результати - сумарні субсидії на ВІЕ в Білорусі становлять 42,3 млн. дол.

Джерело - розрахунки ТДВ «ЕНЕКА»

У розрахунках використовувалися дані щодо кількості установок, які отримали сертифікати щодо підтвердження походження енергії із відновлюваних джерел енергії станом на 31 серпня 2015 року. При розрахунку використовувалися коефіцієнти до ухвалення Постанови Міністерства економіки Республіки Білорусь № 45 від 7 серпня 2015 р, а також курс долара 18259 руб. Відповідно до методики МЕА, у результатах не враховувалася вартість скорочення витрат на купівлю газу та витрати на підтримку резерву потужності в енергосистемі. Важливим аспектом є, що у розрахунках вся вироблена електроенергія продається населенню за тарифом 990 руб/кВт*год.

Окремо хочеться виділити такий вид енергії, як атомна енергетика. Більшість робіт не включають дослідження в даній галузі, або відносять субсидії в атомну енергетику до сфери відновлюваних (що трохи дивно), але результати деяких досліджень:

  • за результатами звіту IEA, OPEC, OECD, WORLD BANK 2010 року середні субсидії на атомну енергетику становлять близько 1,7 дол/кВт*год.
  • за звітом UCS субсидії на атомну енергетику становлять 1,7 - 5,4 дол/кВт*год
  • European Commission, який опублікував звіт «Субсидії та вартість енергії в ЄС» також продемонстрував, що, не дивлячись на згортання атомної енергетики, її частка в енергетичних субсидіях, як і раніше, велика

Джерело - European Commission

ВИСНОВКИ

На сьогоднішній день практично всі види енергії субсидуються в усьому світі, тому говорити, що тільки відновлювані джерела енергії конкурентоспроможні лише завдяки державним субсидіям якось не зовсім коректно. Тому при ухваленні рішень у якому напрямку розвивати енергетичний сектор країни необхідно провести глибокий аналіз, щоб зрештою у виграші були всі. Найімовірніше відмовитися повністю від енергетичних субсидій практично неможливо, тому у разі наявності позитивних сумарних ефектів від енергетичних субсидій – субсидії можуть вважатися економічно ефективним поза контекстом.

Джерелом даних щодо енергетичних субсидій у наданих країнах є Аналітичний центр при Уряді Російської Федерації

Припадає на вуглеводні - нафта, природний газ, вугілля. У виробництві електрики вони також домінують – близько 70% електроенергії у світі забезпечується викопною сировиною. Але сьогодні на енергетичному ринкуактивно заявляє про себе новий гравець, який обіцяє потіснити, а потім поховати традиційні енергоносії. Мова йде про відновлюваної енергетики, яка вже виросла з категорії «альтернативної», перетворюючись на основний, базовий сектор енергетичного ринку. Достатньо зауважити, що в ЄС у 2014 році 100% чистого приросту енергетичних потужностей припало на відновлювані джерела енергії (ВЕЕ). І навіть на більш тривалому відрізку за останні 15 років європейська відновлювана енергетика зайняла за приростом перше місце.

У Росії досі існує думка, що ВІЕістотно дорожче традиційних способів виробництва електрики на основі вугілля чи газу. Це не так. Часи змінюються швидко. У листопаді 2015 року інвестиційний банк Lazardвипустив чергове дослідження з економіки енергетики США Levelized Cost of Energy Analysis - 9.0. Для сторонніх спостерігачів, які звикли читати в нашій пресі про «дорожнечу та субсидування» ВДЕ, результати цієї праці можуть здатися сенсаційними. Так звані «нові ВІЕ», до яких насамперед відносять вітрову та сонячну енергетику, є найдешевшими способами виробництва електрики.

Вартість виробництва електрики без урахування субсидій

Як випливає з наведених цифр, конкурувати з ВДЕ сьогодні може лише газова генерація (парогазовий цикл), що підтверджується статистикою введення нових потужностей у США. Велика кількість власного дешевого газу на американському ринку сприяє створенню нових газових електростанцій. При цьому обсяги їх введення у 2015 році поступаються і вітряній, і сонячній енергетиці. Фіксуються випадки укладання оптових довгострокових контрактів на постачання енергії вітру за цінами, істотно нижчими за газову електрику. Американська Xcel energyкупує вітряну електроенергію по $25 за МВт/год, тоді як газова електрика за контрактами таких же термінів коштує близько $32 за МВт/год, і додатково страхується тим самим від цінових перепадів сировинних ринків. Зазначимо, що такі ціни на вітряну електрику можна порівняти з вартістю електроенергії на російському оптовому ринку.

Вугільна генерація пов'язана з високими питомими капітальними витратами, тривалим циклом будівництва та, головне, перебуває під ризиком у зв'язку з підвищенням значущості кліматичної політики. Вугілля, будучи найбруднішою сировиною з погляду викидів парникових газів, поступово стає паливом учорашнього дня.

Нестабільність виробництва електрики ВДЕ може вимагати низки заходів, спрямованих на безболісну інтеграцію до електромережного господарства. Тому скептики стверджують, що розрахунок вартості енергії має враховувати дані витрати. Lazard оцінює такі інтеграційні витрати у $2-10 МВт/год. У той же час слід зазначити, що необхідність таких заходів та відповідних витрат виникає лише за значних обсягів «переривчастої» генерації та, з іншого боку, нерозвиненості мережі. Так, найбільший німецький мережевий оператор 50 Herzстверджує (а йому це видно краще, ніж будь-кому), що електрична мережа може «засвоювати» частку сонячної та вітряної генерації в 70% без використання будь-яких додаткових накопичувачів.

Цінова конкурентоспроможність досягається ВІЕ на різних ринках у різний час. У Китаї досі дешевша вугільна генерація, а от газова дорожча і вітряної, і сонячної електрики. У Німеччині та Великій Британії електроенергія вітряних електростанцій вже дешевше і вугільної, і газової генерації – публікує Bloomberg New Energy Finance.

Вітроенергетика стала ключовим сектором світової енергетики. У ЄС, США, Китаї вона займає лідируючі позиції щодо обсягу введення нових енергетичних потужностей і у 2014, і у 2015 роках. У ЄС за останні 15 років у вітроенергетиці було встановлено більше потужностей, ніж у будь-якому іншому секторі електроенергетики. На п'яти вітру все більше настає сонячна енергетика, яка на горизонті десяти років може перевершити вітрогенерацію за вартістю виробництва електрики (LCOE). Сонячну енергетику (точніше, її основний, фотоелектричний сектор) відрізняє простий інжиніринг та малі терміни будівництва.

Сучасна фотоелектрична станція – це по суті типове коробкове рішення, реалізація якого пов'язана з мінімальним набором підготовчих та будівельних робіт. Найбільша в Європі, нещодавно підключена до мережі у Франції сонячна електростанція Cestas, потужністю 300 мегават, була спроектована і побудована всього за один рік. Крім того, сонячна енергетика має, порівняно з вітром, великий потенціал «навчання» – зниження питомих капітальних витрат через подальше зростання масовості виробництва та підвищення ефективності фотоелектричних модулів. Зрозуміло, дешевшатиме далі також і вітряна електрика, але потенціал тут не такий високий.

Таким чином, у найближчій перспективі нова енергетична структура складатиметься з очевидним домінуванням сонячної та вітряної генерації, які пануватимуть у регіонах із відповідними природними умовами (сонячним та вітровим потенціалом). Відповідно, використання викопної сировини для виробництва електрики скорочуватиметься. Першою жертвою, як ми зазначили, стане вугілля, яке з великою ймовірністю буде піддаватися рестрикціям у формі вуглецевого податку і навіть, на ряді ринків, повної заборони.

Доля природного газу під питанням. Якщо ще чотири роки тому Міжнародне енергетичне агентство (IEA)оголошувало «золоте століття природного газу», сьогодні оптимізму поменшало. Газові потужності будуються в США, але майже не вводяться в Німеччині, Індії та Китаї, де, здавалося б, вони покликані замінювати вугілля, що йде. На цих ринках «блакитне паливо» програє іншим способам генерації з погляду економіки – навіть за низьких цін на сировину.

Нафта майже не використовується для виробництва електроенергії, відповідно розвиток ВІЕ не несе для нафтового ринку прямої загрози. Небезпека надходить з іншого боку. Понад 60% нафти, що видобувається у світі, спалюється сьогодні в транспортному секторі. Тому розвиток альтернативних транспортних технологій у перспективі призведе до зниження попиту на чорне золото.

Відновлювана енергетика перетворилася на великий бізнес, у якому у світовому масштабі зайнято приблизно 8 млн осіб. Тільки у 2014 році обсяг інвестицій у ВІЕстановив $310 млрд. Популярність чистої енергії вийшла далеко за межі власне енергетичного сектора. Сотні компаній, серед яких найбільші ТНК, не пов'язані безпосередньо з енергетикою, заявляють про свою відданість ВІЕ. Існує глобальна ініціатива RE100. Ця абревіатура розшифровується як "100% відновлюваної енергії". До учасників входять IKEA, Johnson&Johnson, Goldman Sachs, Google, H&M, Mars, Microsoft, Nike, Unileverі багато інших. Корпорації беруть на себе добровільні зобов'язання щодо використання виключно чистої енергії у своїй життєдіяльності. Наприклад, IKEA зобов'язується забезпечувати себе на 100% відновлюваною електрикою до 2020 року.

Зобов'язання щодо використання ВІЕ не завжди означають, що та чи інша компанія повністю забезпечує себе відновлюваною електрикою (наприклад, встановивши на даху сонячні модулі). Так, з 2007 року Google є "кліматично нейтральною" компанією. У цьому вона забезпечує себе ВИЭ електроенергією на 30%. "Кліматична нейтральність" досягається інвестиціями в активи відновлюваної енергетики по всьому світу, що забезпечують обсяг вироблення, що відповідає споживанню Google. AppleНайдорожча з капіталізації корпорація світу, на 100% забезпечує чистою електрикою свої північноамериканські операції та дата-центри по всьому світу. У глобальних енергетичних витратах Apple ВІЕ покривають сьогодні 87%.

Дані приклади, зрозуміло, набувають великого суспільного резонансу, формують громадську думку і, в результаті, впливають на політичні рішення, що стимулюють подальший розвиток ВДЕ.

У Росії на корпоративному рівні застосування ВДЕ поки непопулярне. Це пояснюється наявністю щодо дешевих копалин сировини та електроенергії, недостатнім розвитком власне російських технологій, відповідно, високою вартістю обладнання. Водночас у сегменті малого бізнесу в південних регіонах використання сонячної генерації досить затребуване – особливо якщо бізнес працює на територіях, не охоплених мережами електро- та газопостачання.

У російському енергетичному секторі ВДЕ розвиваються більш активно. Основним гравцем є ДК «Ренова», компанії якої збудували перший у країні завод з виробництва фотоелектричних модулів (за участю « Роснано»), відкривають сонячні електростанції (СЕС) та керують ними. Вже сформовано нові проекти на будівництво 280 МВт потужностей СЕС до кінця 2019 року.

Розвиток вітроенергетики поки що перебуває у початковій стадії. Існують опрацьовані плани щодо локалізації виробництва обладнання, водночас на сьогоднішній день відібрано лише один проект вітроелектростанції на 35 МВт, яка має бути зведена у 2016 році. Подальші плани розвитку ВДЕ досить скромні – до 2024 року мають функціонувати 6 ГВт потужностей сонячної, вітрової генерації та малих гідроелектростанцій сукупно (у Китаї до цього терміну їх буде більше ніж у сто разів). У той самий час треба враховувати російську сировинну специфіку, і навіть наявність надлишкових енергетичних потужностей над ринком.

Діючі у Росії заходи підтримки ВИЭ створюють можливості їхнього розвитку, зокрема місцевого виробництва відповідного устаткування. У той же час, точкові заходи не можуть повною мірою компенсувати недоліки середовища в цілому. Висока вартість капіталу, дефіцит фінансових ресурсів ускладнюють промисловий розвиток Росії, зокрема й енергетичного машинобудування.

Лише два раунди з першої серії десяти аукціонів із розміщення об'єктів ВДЕ у травні-червні не відбулися. Про це на другому саміті ВДЕ в Астані повідомила директор профільного департаменту Міністерства енергетики Айнур Соспанова.

«Брав участь представники Російської Федерації, Болгарії, Китаю, Туреччини, Франції. Для нас це хороший показник того, що ми рухаємось у правильному напрямку. З десяти аукціонів не відбулося два аукціони. Перший аукціон – це вітрові станції у західній зоні, 50 МВт. Для мене незрозуміло, чому вони не відбулися, бо насправді на заході вітер може бути дуже ефективним проектом. Причина, мабуть, у тому, що не встигли підготуватись, і ми думаємо, що на осінніх аукціонах на заході будуть претенденти на те, щоб реалізувати такі проекти. Поки що в нас була лише одна заявка. Другий аукціон, який не відбувся, – це проекти 10 МВт сонячних станцій у північній та західній зоні. Тут пояснення зрозуміло, що ефективніше робити проекти сонця на півдні, і тому ми дали можливість тим, хто бажає спробувати та реалізувати 10 МВт, але аукціон не відбувся», - наголосила Соспанова у своєму виступі на саміті.

Інші вісім аукціонів показали хорошу динаміку, за словами голови департаменту ВДЕ. Загалом у тендерах взяли участь 42 компанії із шести країн світу.

«За вітром обсяг встановленої потужності, що закуповується, склав 100,85 мегават. Надійшло 19 заявок, кількість переможців загалом 10. Для сонячної станції обсяг встановленої потужності, що закуповується, склав 68 мегават. 25 заявок надійшло, кількість переможців становила чотири компанії. Для гідроелектростанцій ми закупили 20,6 мегават, вісім заявок надійшло, кількість переможців чотири. Для біогазових установок, що також тішить, що п'ять мегават ми також змогли розіграти. Три заявки надійшло, кількість переможців – одна», - уточнила вона.

Варто зазначити, що, незважаючи на гарантії надання земельних ділянок під проекти за результатами аукціону, лише три компанії-переможці запросили землю, а більшість тих, хто переміг, прийшло з уже виділеними ділянками.

Останній аукціон на 50 МВт сонячних потужностей на півдні був дуже активним, судячи з 14 заявок із великим географічним охопленням. Тому в енергетичному відомстві формують оптимістичні очікування щодо сонячних електростанцій на півдні обсягом 150 МВт та вітряних об'єктів на півночі потужністю 250 МВт, які будуть виставлені на аукціони восени.

Тарифний злам

«Якщо говорити про тарифи, то зниження сталося для нас справді дуже гарним. Оскільки для вітрових станцій від стартових 22,68 тенге проекти дали різні тарифи, але було зниження до рівня 17,49 тенге - це для 50 мегаватів у північній зоні. Для сонячних станцій ми знизилися до 25,8 тенге (за кВт/год., стартовий тариф 34,61 тенге за кВт/год. - Ред.) - це 50 мегават на півдні Казахстану. Для гідроелектростанцій – до 13,13 тенге (за кВт/год, стартовий тариф – 16,71 кВт/год. – Ред.), що теж тішить. Для біогазових установок несуттєве, але все ж таки зниження на 32,15 тенге за кіловат-годину (стартовий тариф - 32,23 кВт/год. - Ред.). Я думаю, що це вже сигнал ринку - в якому напрямку рухатися, як географічно можливий розподіл. Ми аналізуватимемо з погляду психології проведення торгів, готуватимемо нормативно-правову базу для того, щоб проводити аукціони восени. Правила будуть змінюватися, правила будуть удосконалюватися, щоб у нас учасникам було більш зрозуміло брати участь, знижувати адміністративні бар'єри, і цим ми займатимемося протягом липня-серпня», - розповіла Соспанова.

Аукціони цієї весни та осені йдуть у рівних тарифних умовах. У 2019 році після аналізу граничні аукціонні тарифи буде переглянуто, уточнила представник Міністерства енергетики у бесіді з .

Очевидно, для аукціонів наступного року будуть братися усереднені показники тарифів за різними потужностями, які були досягнуті у весняних та осінніх торгах на зниження. Природно виникає припущення, що проекти, які показали мінімальні тарифи в конкурсі та «ламають ринок», у результаті можуть бути не завершені через економічну неспроможність, але вплинуть через заявлені ними цінові планки на граничні тарифи аукціонів 2019 року.

За словами представника компанії «Тараз Грінпауер Дженко» Дарина Тохтарова, їхній проект із розміщення ГЕС не переміг в аукціонному лоті гідроенергетики, але це був хороший досвід.

«Я не знаю, в якому стані підійшли наші суперники, але ми до аукціону вже підійшли із земельною ділянкою, техумовами, із розробленою робочою документацією, пройденою держекспертизою. У нас був повний пакет», - сказав він у кулуарах саміту.

На думку Тохтарова, оцінити успішність проведених аукціонів можна буде за рік. Саме до цього терміну компанії, що перемогли, повинні будуть надати повідомлення про початок будівельних робіт об'єкту ВІЕ. Для цього у разі потреби переможцю потрібно буде відвести земельну ділянку і потім отримати техумови підключення, а у разі розміщення ГЕС визначити місце розташування річки. Якщо залучати сильні проектні інститути до розробки ТЕО, то за рік пройти всі ці процедури буде непросто, вважає представник таразької компанії.

"Зелена" нестійкість

За словами представника проекту «Енергія майбутнього» компанії Tetra Tech, що фінансується USAID, Армена Арзуманяна, найбільше потенційних інвесторів у «зелену» енергетику в Казахстані хвилює питання фінансової стійкості розрахунково-фінансового центру (РФЦ) при KEGOC, який закуповує електроенергію ВДЕ, у середньостроковій перспективи. Нині обсяги невеликі, але є недовіра до гарантованих закупівель у майбутньому. Тут має бути знайдено якесь рішення, вважає Арзуманян. До речі, рік тому Міжнародне агентство із відновлюваних джерел енергії IRENA Казахстану докапіталізуватиме РФЦ.

Крім того, у проекті USAID вважають, що бажано підготувати програму аукціонів на три-п'ять років уперед, щоб якісні міжнародні гравці могли підготуватися до них. Особливо це стосується вітряної енергетики, де потрібно робити детальні виміри у тривалі терміни, тоді як сонячні обсяги можна зчитувати із супутника. Хвилює інвесторів та питання земельних ділянок, які нібито не гарантуються за участю в аукціонах. Є питання щодо підключення до електромереж, що не визначено чіткими процедурами та термінами.

Одним із рішень може стати створення окремої агенції з ВДЕ, яка каталізуватиме розвиток «зеленої» енергетики до середньострокової перспективи. Загалом у профільному проекті USAID стурбовані відсутністю стратегії розвитку електроенергетики Казахстану на довгостроковий період 20-30 років і тим, що рішення приймаються на проектній основі, а не системно. Більше того, неясно, наскільки казахстанська енергосистема готова до інтеграції запланованих обсягів ВДЕ, заявив Арзуманян, виступаючи на панельній сесії саміту.

У своїй доповіді провідний банкір департаменту енергетики та природних ресурсів по Росії, Кавказу та Центральній Азії ЄБРР Марат Єлібаєв також підтвердив, що питання довгострокової кредитоспроможності РФЦ поки що стоїть на порядку денному. Крім того, є ризики скорочення електроенергії ВДЕ, що передається, в мережі (curtailment risk) через обмеженість потужностей, зазначив він.

Директор департаменту «Банки та фінанси» юридичної фірми GRATA International Шаймерден Чиканаєв згоден, що інвестори мають ступінь сумніву в тому, що РФЦ буде в середньостроковій перспективі здатний стійко забезпечувати виплати за електрику ВДЕ. Тому він пропонує зробити єдиним покупцем сам KEGOC, який оперуватиме на ринку потужності традиційної електроенергетики з 2019 року. Тоді проекти «зеленої» енергетики одразу стануть bankable (прибуток, що гарантовано приносить). Ред.), упевнений юрист.

Коментуючи питання можливої ​​майбутньої обмеженості ліквідності РФЦ, Айнур Соспанова сказала, що поки в уряді з цього приводу розглядають різні варіанти.

«Ми дивилися різні варіанти. Вони поки що впираються в глухий кут. Але РФЦ працює, як на мене, протягом останніх п'яти років, як склалися, стійко. Для того, щоб повірити в цю схему купівлі-продажу, повірити в РФЦ вони повинні напрацювати досвід. Ще через п'ять років вже ніхто не ставитиме питання щодо ліквідності РФЦ, оскільки вони будуть досить стійкими. Вже напрацюють досвід, той резервний фонд, який вони мають, і вже схема буде робоча. Але, як на мене, та схема, яка прописана в законі, - це працююча схема. Інвестору, звичайно, треба закритися з усіх боків, але, на мій погляд, у секторі відновлюваної енергетики у нас взагалі безпрецедентна схема підтримки, і якісь ризики все одно інвестор може взяти на себе. Але тут питання більше не ризикує, а питання більше довіри до РФЦ чи недовіри. Якщо довіряєте – приходьте, реалізовуйте проекти. Поки що таких працюючих схем, які там були б, а ми їх не хочемо використовувати - такого немає, їх просто немає, цієї схеми робочої, ми переглянули всі можливості», - зазначила вона.

«Я думаю, що розвиватиметься сектор і за поточної схеми. Інвестори, які вже працюють у цьому секторі, вони підтверджують, що справді день у день оплати йдуть, жодних питань немає. Інша розмова, що уповноважений орган гарантує, що розрахунково-фінансовий центр завжди працюватиме на ринку. Якщо РФЦ збанкрутує, ми створюємо інший РФЦ, який бере він, є правонаступником, і далі ринок працює. Ця схема в законі прописана, тож я не бачу в цьому абсолютно проблем жодних», - заявила директор департаменту ВДЕ.

Нагадаємо, за даними KEGOC, у 2017 році через розрахунково-фінансовий центр (РФЦ) нацкомпанії приблизно 15 млрд тенге, які отримали об'єкти ВДЕ за вироблену ними за цей період електроенергію.

Утримання великих інвесторів

На думку Дарина Тохтарова, західних інвесторів, з якими працює компанія "Тараз Грінпауер Дженко", насторожують часті зміни у сфері регулювання ВДЕ.

«Наш проект ми розпочинали з індивідуального тарифу, затвердили його за ТЕО. Потім нам сказали: "Ми змінюємо законодавство, тепер працюйте за фіксованим тарифом". Тепер фіксовані тарифи відкидають, тепер аукціони. У компаніях, які працюють із іноземним капіталом, рішення не так швидко приймаються – певний механізм потрібно пройти, потрібно провести аналіз, надати звіти. У цьому є певна складність. Але все одно ринок перспективний, ми тут, ми працюємо, нам подобається цей напрямок. Тому ми з департаментом з ВДЕ активно співпрацюємо, ми внесемо свої пропозиції у зв'язку зі зміною та коригуванням правил (проведення аукціонів. - Ред.)», - сказав він у розмові з .

Ризики технологічного відставання від розвинених країн, екологічні питання та величезний потенціал щодо застосування технологій ВДЕ стимулюють російський уряд до перших кроків зі створення галузі відновлюваної енергетики в Росії, тоді як решта світу вже перебуває на траєкторії сталого зростання нової галузі.

Першу спробу створення нормативно-правових основ у розвиток ВДЕ у РФ було зроблено 1999 року, але тоді відповідний закон було відхилено через політичну та економічну кризу. Лише через 8 років, у 2007 році, були прийняті поправки до Федерального закону «Про електроенергетику», де як один із заходів підтримки відновлюваної енергії пропонувалося виплачувати цінові надбавки до рівноважної ціни електроенергії на оптовому ринку електричної енергії та потужності (ОРЕМ).

Але цей механізм так і не запрацював на практиці через юридичні та технічні складності реалізації та можливого впливу на ціни для споживачів. Згодом він був замінений на механізм договорів про надання потужності генеруючих об'єктів відновлюваних джерел енергії (ДПМ ВДЕ), за допомогою яких об'єкти ВДЕ щомісяця отримують фіксовану плату за встановлену потужність, що суттєво відрізняється від схем підтримки використовуваних у більшості країн світу.

Створення цього механізму стало можливим через особливості російського ринку, де поряд з виробленою електроенергією оплачується і встановлена ​​потужність електростанцій. Крім того, російський уряд, використовуючи цю особливість, контролює обсяг потужності ВДЕ, а також встановлює середньостроковий ціновий показник за граничними капітальними витратами та мінімально допустимий рівень коефіцієнта використання встановленої потужності (КВУМ) енергоустановок, що дозволяє мінімізувати вплив на ціну електроенергії для споживачів. Фактично для створення системи підтримки знадобилося довгих 14 років, за які у світі було побудовано понад 60% об'єктів ВІЕ, що функціонують сьогодні. Поки ми готували документи, у світі сформувалася ціла галузь поновлюваної енергетики.

У 2013 році було прийнято механізм стимулювання використання відновлюваних джерел енергії на ОРЕМ, а мету за часткою ВДЕ в електроенергетиці було встановлено на рівні 2,5% до 2024 року. Хоча на тлі досягнень і загальносвітової динаміки розвитку ВДЕ плани Росії виглядають більш ніж скромно, все ж таки старт впровадження відновлюваної енергетики в нашій країні був дано, але з дуже серйозним запізненням і істотною відмінністю від цільових показників зарубіжних країн за часткою ВДЕ в енергобалансі в середньо-і довгостроковій перспективі.

Прийняті ініціативи стали першим етапом впровадження та розвитку відновлюваної енергетики нашій країні. Але ці заходи державної підтримки складніші за світові аналоги і вже недостатні для широкомасштабного впровадження ВДЕ: локалізаційні вимоги високі, а потужності, що виставляються на конкурси, у рази нижчі, ніж в інших країнах.

Сама по собі ідея локалізації не є унікальною – це стандартна вимога багатьох національних програм підтримки ВДЕ, однак у Бразилії та Туреччині, наприклад, пропонується впроваджувати локалізацію для освоєння великих ринків. Якщо загальний обсяг проектів відновлюваної енергетики в Росії пропонується довести до рівня 5,5 ГВт, то в Бразилії та Туреччині тільки у вітроенергетичних проектах інвестори можуть побудувати не менше 15 ГВт і 20 ГВт відповідно.

Зрозуміло, для великих вендорів на великих обсягах вартість локалізації менш відчутна та доцільна через ефект масштабу виробництва. Створення локалізаційних виробництв вимагає великих стартових інвестицій, які доведеться розподілити на відносно малий обсяг продукції, що впливає на зростання собівартості російських вітротурбін. Навіть тут із великими гравцями ринку з обсягом введення об'єктів поновлюваної енергетики до 10 ГВт/рік ми дивимося на розвиток ринку.

Досить жорстка вимога у Росії забезпечення рівня локалізації виробленого устаткування ВИЭ, на думку учасників ринку, є серйозним бар'єром. Наприклад, для вітрогенерації цей показник збільшується поступово з 25% у 2016 році до вже 65% у 2019 році (рисунок 2). Фактично, для ринку ВДЕ Росії, який за обсягами мікроскопічно малий у порівнянні з іншими країнами, глобальні вендори, які володіють технологіями, а також російські технологічні партнери повинні розгорнути повноцінну галузь виробництва компонентів генеруючих установок поновлюваної енергетики в найкоротший термін.

Враховуючи складнощі з досягненням цільового ступеня локалізації обладнання, інвестори також беруть на себе значні ризики у разі невиконання такої умови: до них застосовуються значні штрафні коефіцієнти до розрахункової величини плати за потужність (для ВЕС – 0,45, для СЕС – 0,35) . Це суттєво погіршує економіку проектів та практично веде до втрати коштів інвесторів. Тим не менш, за всіх складнощів реалізації програми, крок у напрямку розвитку відновлюваної енергетики в нашій країні зроблено, що набагато краще, ніж просто стояти на місці.

Специфіка російської дійсності змушує внутрішніх та зовнішніх інвесторів брати на себе невиправдано високі ризики розвитку ВІЕ в нашій країні. Це може стати стимулом для фінансування проектів в інших країнах зі стабільною стратегією підтримки, яка використовує відпрацьовані у всьому світі механізми. Щоб не прогавити можливості, що відкриваються перед Росією, сформувати зовсім нову індустрію відновлюваної енергетики з ясними перспективами і величезним потенціалом, необхідно постійно тримати руку на пульсі ринку.

З боку органів влади необхідно вдосконалювати систему підтримки, враховуючи досвід інших країн та думки основних гравців, створювати бізнес механізми підтримки ВДЕ і формувати стійку саморегульовану динамічно розвивається, де сам ринок задаватиме темп впровадження відновлюваної енергетики в Росії без особливої ​​необхідності долати регулятивні та процедурні бар'єри .

Величезний вплив на економіку проектів ВДЕ в Росії робить той факт, що існуючі норми технічного регулювання унеможливлюють прогнозування термінів узгодження проектної документації, реалізації проектних рішень, що веде до суттєвого, невиправданого подорожчання проектів будівництва нових видів генерації, зокрема вітроенергетичних станцій.

Однією з ключових проблем є те, що відповідно до чинних норм до вітротурбін, які є дуже високою конструкцією (вежа турбіни – не менше 80-90 м, а також лопата довжиною 50-60 м), пред'являються вимоги як до висотних будівель і споруд (як, наприклад, хмарочоси Москва-сіті або димові труби). В результаті такого підходу типовий проект вітропарку (як це фактично відбувається за кордоном) перетворюється на об'єкт, що потребує окремого детального розгляду, з поданням нерелевантних вимог щодо забезпечення стійкості конструктивних елементів, запозичених із висотного будівництва. Це призводить до того, що фундаменти російських вітропарків обійдуться інвестору в 1,5-2 рази дорожче, ніж у Європі, внаслідок необхідності перепроектування та перевитрати матеріалів, а на проходження погоджень може знадобитися 2-3 додаткові місяці.

Характерна для російської енергетики деталь – 100% резервування у разі ремонтів основний лінії дає майже дворазове завищення вартості рішень із видачі потужності проти європейськими проектами. Але ВІЕ через свою специфіку в принципі не можуть гарантувати постійне виробництво електроенергії – вітер, тобто, ні. У разі ремонтних ситуацій простіше було б тимчасово призупинити станцію, ніж споруджувати ще одну дорогу лінію електропередач.

Оскільки ВЕС за діючими нормами – це промислове підприємство, то згідно з будівельними нормами проектування автошляхів на території підприємства мають бути прокладені дороги, що відповідають за якістю дорогам загального користування – широкі, асфальтовані, з насипом і водовідвідними канавами, і трубами дренажу, знаками та дорожньою розміткою. . І це для тих доріг, які фактично будуть завантажені лише під час будівництва ВЕС. У період експлуатації ними їздитиме хіба що пара легкових автомобілів з персоналом вітростанцій. Тому в практиці будівництва зарубіжних ВЕС використовуються гравійні і навіть ґрунтові дороги, якщо вони мають необхідну несучу здатність. Що в рази дешевше за асфальт, і абсолютно не впливає на безпеку експлуатації вітропарків.

Перспектива масштабного будівництва проектів ВДЕ в РФ вимагає від російських профільних відомств переглянути чинні нормативно-правові акти, що стосуються сфери будівництва та експлуатації об'єктів, щоб привести їх у відповідність до прийнятих міжнародних практик та стандартів, з метою виключення надлишкових вимог та невиправданого завищення вартості будівництва об'єктів ВІЕ.

На такому невеликому за світовими мірками ринку Російської Федерації відновлювана енергетика в середньостроковій перспективі не встигне досягти рівнів вартісної конкурентоспроможності з традиційними видами генерації, паритету за LCOE (паритет нормованої вартості електроенергії).

За оцінками експертів, це відбудеться у період 2025-2030 років, тобто відповідні ринкові стимули для впровадження відновлюваної енергетики в РФ сформуються лише після закінчення програми ДПМ ВДЕ – після 2024 року. Продовження заходів підтримки – життєво важливе рішення цієї галузі.

Для відновлюваної енергетики потрібен довгостроковий сигнал, що цей напрямок у нашій країні й надалі розвиватиметься за обрієм 2024 року. Але простий розрахунок показує, що на початковому етапі – лише на рівні програмних документів, регулюючих енергетичну політику Росії, очевидно розбіжність у цілях і завдання розвитку ВДЕ.

Згідно з Енергостратегією до 2035 року в Російській Федерації має з'явитися 8,5 ГВт генеруючих об'єктів ВДЕ, з яких 5,5 ГВт вже буде введено до 2024 року. Таким чином, темпи введення нових об'єктів (3 ГВт за період 2024-2035 років) після закінчення програми знижуватимуться. Це означає, що створені за програмою ДПМ потужності з потенціалом випуску до 800 МВт/рік об'єктів ВІЕ (500 МВт/рік вітряних, 300 МВт/рік сонячних електростанцій) і здатні забезпечити не менше 10 ГВт приросту ВІЕ у Росії, у період 2024-2035 роки будуть не завантажені повністю або простоюватимуть.

Це абсолютно неприпустимо для ринку відновлюваної енергетики, який розвиватиметься у світі випереджаючими темпами найближчі десятиліття. Потрібно не лише зберегти, а й збільшити динаміку впровадження ВДЕ за горизонтом 2024 року. Ми не можемо стояти осторонь процесу трансформації світової енергетики, драйвером якого є відновлювані джерела енергії. Не зважати на черговий тренд розвитку світової енергетики, як це сталося зі сланцевою революцією, яка переформатувала глобальні енергетичні ринки, ми собі дозволити не можемо. Коли розвинені країни вже пройшли перший етап і вийшли на іншу траєкторію розвитку, ми ще перебуваємо в стадії ухвалення рішення: бути широкомасштабному впровадженню ВДЕ в Росії чи ні.

Але навіть на початковому етапі розвитку відновлюваної енергетики Російська Федерація має необхідний науково-технічний та промисловий потенціал майже за всіма технологіями ВІЕ. Нам є, що запропонувати світові: нові конструкції, сучасні матеріали, силова електроніка, системи управління, програмне забезпечення, технології будівництва і так далі, ми можемо бути конкурентоспроможними в цих напрямках. Росія може і має бути інтегрована в глобальний ланцюжок доданої вартості в галузі ВДЕ, бути її частиною.

Досвід таких країн, як Іспанія, Індія, Китай та інші, показує, що трансфер передових технологій відновлюваної енергетики стане каталізатором подальшого інтенсивного розвитку галузі ВДЕ, що володіє великим мультиплікативним ефектом: створення нових високотехнологічних робочих місць, зниження викидів забруднюючих речовин, економії на споживанні. стимулювання попиту на вітчизняну продукцію машинобудування та послуги з будівництва об'єктів, що генерують.

Розвиваючи ВІЕ, ми створюємо в Росії паралельно дві нові високотехнологічні галузі: виробництво обладнання та машинобудування для поновлюваної енергетики, а також будівництво та експлуатація подібних об'єктів. Єдиним правильним рішенням у цьому випадку буде відкинути всі сумніви та створювати масштабну та перспективну галузь відновлюваної енергетики, напрацьовувати та розвивати компетенції у цій галузі, вбудовуватись у глобальні виробничі ланцюжки та бути одним із основних гравців на світовому ринку ВДЕ.

У 2017 році у сфері ВДЕ було чимало позитивних подій, проте кардинальних зрушень – виходу галузі за масштаби незначного експерименту – поки що не передбачається. Так вважає науковий співробітник Центру економічного моделювання енергетики та екології РАНХіГС Тетяна Ланьшина.

«Головний підсумок 2017 року, який я готовий констатувати – відновлювана енергетика в Росії відбулася як галузь», - наголосив нещодавно перший заступник голови Міненерго РФ Олексій Текслервиступаючи на заході восьмого засідання Асамблеї IRENA. Він упевнений, що в Росії «практично з нуля» вже створено «індустрію в сонячній енергетиці, від досліджень до виробництва сонячних панелей та будівництва генеруючих станцій».

Текслер відзначив обсяги вводів потужностей ВДЕ – за 2017 рік більше, ніж за попередні два роки: якщо у 2015-2016 роках – 130 «відновлюваних» МВт у сумі, то минулого – одразу 140 МВт (з яких 100 МВт – СЕС, а 35 МВТ – вітропарк фінської "Фортум" в Ульяновській області).

Складно не погодиться з чиновником: минулий рік справді був багатий на події у сфері відновлюваної енергетики в Росії. У країні з'явилися нові заводи, нові генеруючі потужності та нові плани. Це стосується ключових технологій та всіх ринків ВДЕ.

Сонячна енергетика

З 2013 року, після запуску держпідтримки ВДЕ на ОРЕМ, у Росії було збудовано близько 225 МВт нових СЕС. Таким чином, підсумки минулого року стали рекордними. Основний гравець у цьому сегменті – ГК «Хевел». Минулого року «Хевел» завершив модернізацію свого заводу з виробництва сонячних модулів у Новочебоксарську (Чуваська республіка). Модернізація полягала у переведенні заводу на гетероструктурну технологію, що характеризується високою ефективністю у виробленні електроенергії (раніше завод випускав модулі на основі мікроморфного кремнію).

Коефіцієнт корисної дії (ККД) осередків нових сонячних модулів становить понад 22%, а потужність заводу зросла з 97 до 160 МВт на рік. Перші СЕС на нових модулях вже побудовано та введено в експлуатацію. Також група компаній заявила про плани збільшення потужності заводу до 250 МВт щорічно вже до кінця 2018 року.

Крім цього, в 2017 році компанія "Солар Системс" ("дочка" китайської Amur Sirius) запустила виробництво сонячних модулів у Подільську (Московська область). Потужність виробничої лінії становитиме 100 МВт на рік. Ця компанія торік здала в експлуатацію свою першу сонячну електростанцію «Заводська» в Астраханській області потужністю 15 МВт.

Ще одна цікава подія минулого року – листопадове придбання фінською компанією «Фортум» трьох СЕС загальною потужністю 35 МВт у «Хевел». Всі електростанції вже введені в експлуатацію, їх обслуговуванням, як і раніше, займатиметься «Хевел». Таким чином, «Хевел» зможе вивільнити додаткові кошти для реалізації своїх подальших проектів, а «Фортум» – зробити вигідну інвестицію в актив із гарантованими платежами. Даний випадок продажу об'єкта ВІЕ, що вже експлуатується, є першим у Росії.

ДК «Хевел» минулого року побудувала СЕС навіть у Бурятії

Вітроенергетика

Олексій Текслер«висловив упевненість у тому, що, як і в сонячній енергетиці, у найближчі три роки буде створено індустрію вітрової енергетики». «Вже за 2016-2017 роки до російської вітроенергетики прийшли великі російські та іноземні інвестори, які взяли зобов'язання щодо розвитку технологічної та виробничої бази в Росії», - повідомляє сайт Міненерго РФ.

Справді, у 2017 році «Фортум» закінчила будівництво першого великого вітропарку в Росії у селі Червоний Яр в Ульянівській області. Його початкова потужність становитиме 35 МВт. У грудні вітрогенератори вже рухалися, але в ОРЕМ об'єкт увійшов з 1 січня 2018 року – ставши таким чином першою вітряною станцією, що працює на ринку. Надалі Ульяновська область стане однією із ключових точок локалізації виробництва компонентів для вітроенергетичних установок (ВЕУ). У регіоні вже розпочалася підготовка кадрів для галузі – зокрема у вересні 2017 року в Ульянівському державному технічному університеті (УлДТУ) відкрилася кафедра «Вітроенергетичні системи та комплекси».

Крім цього, торік було чимало й інших поступів у сфері локалізації виробництва обладнання для вітроенергетики в Росії. Так, у листопаді компанія "Новавінд" ("дочка" Росатома) створила спільне підприємство з голландським виробником ВЕУ - компанією Lagerway. СП отримало назву Red Wind. Сама «Новавінд» також з'явилася зовсім недавно – лише у вересні 2017 року. Red Wind займатиметься маркетингом, продажем, постпродажною підтримкою, а також локалізацією виробництва ВЕУ на території Росії. Lagerway планує здійснити трансфер технологій виробництва ВЕУ потужністю 2,5-4,5 МВт. Інша «дочка» Росатому – «ВетроОГК» – буде власником нових вітропарків та постачальником електроенергії.

«Фортум» також веде роботу з локалізації – спільно з «Роснано» та датським виробником ВЕУ Vestas. У вересні представники датської компанії та губернатор Ульянівської області Сергій Морозовпідписали угоду, відповідно до якої у регіоні буде організовано виробництво лопатей для ВЕУ. Наприкінці грудня було ухвалено рішення про укладання Спеціального інвестиційного контракту (СПІК) між Мінпромторгом РФ, Ульянівською областю та інвестором – компанією Vestas. Цей контракт звільнить інвестора від сплати податків на прибуток та майно, а також транспортного податку на 8 років. Крім цього, Vestas отримає преференції у рамках регіонального законодавства. Початок виробництва заплановано вже на 2018 рік.

Зрештою, ще один іноземець – «Енел Росія» (донька італійської Enel) – планує здійснити локалізацію спільно з німецько-іспанською компанією Siemens Gamesa. «Ми почнемо локалізацію, відштовхуючись від цих обсягів (291 МВт вітроустановок, які компанія отримала на конкурсі з відбору ВІЕ минулого року, прим. «Кисень.ЛАЙФ» ). Ми працюємо з Siemens Gamesa та в інших країнах, тому знаємо, що вони можуть це робити. Звичайно, ми не зацікавлені лише у досягнутих 291 МВт. Я думаю, що 291 МВт - це добрий початок, але Росія потребує набагато більшого обсягу ВІЕ. Ви знаєте, локалізація має сенс, тільки якщо планується розширення та нарощування цього обсягу. І навпаки, розширення немає сенсу без локалізації. У Росії розроблено програму розвитку відновлюваних джерел енергії до 2024 року. Але ми вважаємо, що треба дивитися ще далі, щонайменше на десять років уперед. Росія має величезний потенціал у розвитку ВДЕ, ми його бачимо і продовжуватимемо планування в цьому напрямі», - зазначав в інтерв'ю газеті «Комерсант» гендиректор Enel Франческо Стараче. Він також додав, що у перспективі компанія увійде і до сегменту СЕС.


Перший вітропарк, який працює на ОРЕМ, у Росії запустив фінський «Фортум»

Оптовий ринок

У сфері решти ВІЕ новин у 2017 році практично не було, за винятком хіба що поширення заходів державної підтримки поновлюваної енергетики на сміттєспалювальні заводи (МСЗ), які вироблятимуть електроенергію за рахунок спалювання твердих побутових відходів (ТПВ). МСЗ зможуть стати учасниками оптового ринку та отримають підтримку у рамках договорів на надання потужності (ДПМ на ВІЕ). До кінця 2022 року в Московській області та Республіці Татарстан буде збудовано п'ять МСЗ загальною потужністю 335 МВт.

Втім, це рішення дуже здивувало багатьох експертів, оскільки віднесення МСЗ до ВІЕ є дуже спірним. Крім того, під будівництво МСЗ було віддано обсяги відбору генерації ВДЕ, спочатку виділені для ВЕС та малих гідроелектростанцій (МГЕС) – відповідно на 248,8 МВт та 325,6 МВт. Обсяги відбору генерації СЕС у своїй зросли на 239,4 МВт. Загальний обсяг запланованих вводів потужностей СЕС, ВЕС та МГЕС при цьому скоротився рівно на 335 МВт: якщо спочатку до кінця 2024 року планувалося ввести 5,871 ГВт, то тепер – 5,536 ГВт. І це – максимум, який готовий прийняти ОРЕМ.

Взагалі минулого року конкурсний відбір проектів ВІЕ в Росії став рекордним за всю історію цих конкурсів – коротку, але вже п'ять років. На п'ятому відборі 2017 року із запланованих до будівництва до кінця 2024 року 5,54 ГВт ВІЕ-електростанцій для ОРЕМ було відібрано 2,22 ГВт, з них лише вітру – 1,65 ГВт. Ще один важливий нюанс останніх торгів – гранична величина капітальних витрат за результатами конкурсу була вперше суттєво знижена: за деякими проектами ВЕС компанії «Фортум» вона досягла середньосвітового рівня.

Відновлювана енергетика на оптовому ринку досі розвивалися лише за рахунок підприємств ГК «Хевел» та «Т Плюс», які мають компетенції і у сфері виробництва обладнання для сонячної енергетики, і у сфері будівництва та експлуатації сонячних електростанцій. Ще одна велика СЕС в Абакані (Республіка Хакасія) потужністю 5,2 МВт була побудована компанією «ЄвроСібЕнерго» у 2015 році. Минулого року у перерахованих гравців (як уже було зазначено вище) нарешті з'явився конкурент – компанія Солар Системс. У сфері вітрогенерації (знову ж таки, як уже було відзначено) конкуренцію «Фортуму», судячи з результатів конкурсів 2017 року та тенденцій у сфері локалізації, найближчим часом складуть «Росатом» та «Енел Росія».

Таким чином, є привід говорити про те, що на російському ринку ВІЕ планується конкуренція, і він стає реально цікавим для іноземних гравців. Тим не менш, нинішні можливості ВІЕ на ОРЕМ, звичайно, малі для іноземних компаній, які виграли конкурси на будівництво вітропарків, особливо з огляду на те, що їм доведеться займатися локалізацією. З іншого боку, вони, напевно, розраховують на те, що після старту виробництва та пуску перших вітропарків (а, швидше за все, набагато раніше) їм вдасться виторгувати для себе додатковий шматочок електроенергетичного ринку.


Включення МСЗ до поновлюваних джерел енергії неабияк здивувало фахівців

Роздрібний ринок

На російському роздрібному ринку електроенергії, включаючи територіально ізольовані від Єдиної енергетичної системи (ЄЕС) райони, у період з 2015 року, коли було впроваджено підтримку ВДЕ на даному ринку, і до цього часу було реалізовано понад три десятки проектів. За даними «Ради Ради», на них припадає близько 0,01% усієї генерації в ЄЕС. Деякі проекти не використовують систему підтримки. Загалом, розвиток ВДЕ на роздрібному ринку є повільним через тарифну невизначеність у період реалізації проекту.

В даний час тариф може бути встановлений лише за фактом введення електростанції в експлуатацію, тобто до запуску електростанції інвестор не знає, чи його проект окупиться. І все ж таки це не заважає будувати деякі плани щодо роздрібної торгівлі. У червні «Хевел» та Республіка Саха (Якутія) підписали угоду про співпрацю у сфері будівництва сонячно-дизельних електростанцій. Пізніше, у вересні, той же «Хевел» уклав угоду з корейською компанією Hyundai та Агентством Далекого Сходу щодо будівництва сонячно-дизельних електростанцій загальною потужністю 40 МВт.

У 2017 році йшла активна робота і над системою підтримки мікрогенерації, під якою в Росії зараз прийнято розуміти генерацію із встановленою потужністю до 15 кВт. Російські власники мікрогенеруючих установок вперше зможуть «скидати» у мережу надлишки своєї електроенергії та «забирати» з мережі електроенергію за нестачі власної генерації. Деталі нової схеми підтримки стануть відомими у 2018 році, її запуск також запланований на 2018 рік.

Швидше за все, мікрогенератори скидатимуть надлишки електроенергії в мережу за середньою оптовою ціною, а брати з мережі – за роздрібними, набагато вищими тарифами. Враховуючи, що мікрогенерація в усьому світі поки що залишається порівняно дорогою (згідно з останніми оцінками Lazard, її наведена вартість становить 19-32 центи або 11-19 рублів за кВт*годину), попит на неї в Росії буде, як і раніше, невеликим. Для його збільшення потрібні додаткові заходи – хоча б податкові пільги та пільгове кредитування, наприклад, за умови придбання обладнання російського виробництва.


СЕС у Якутії вже давно будують компанії РАТ «ЕС Сходу»

Що далі?

Отже, підсумки 2017 року в російському секторі ВДЕ загалом виглядають дуже непогано. Принаймні, значно краще, ніж підсумки всіх попередніх років. Але що ж далі? Підтримка на оптовому ринку розрахована на період до кінця 2024 року. Цей рубіж вже не за горами, а обсяг потужностей ВДЕ, який буде встановлений до цього терміну, є значним лише для Росії, і то лише на тлі практично повної відсутності відновлюваної енергетики, яка спостерігалася ще кілька років тому. На роздрібний ринок та мікророздріб учасники ринку ВДЕ поки не покладають особливих надій, зважаючи на згадані вище обмеження цих ринків.

При цьому у світі розвиток ВІЕ є стрімким. Лише у 2016 році, за даними REN21, у світі було встановлено 161 МВт потужностей ВДЕ. Усього сьогодні встановлено понад 1 ТВт (тобто. 1 тис. ГВт!) потужностей ВИЭ, крім великі ГЕС (з ними – удвічі більше). П'ять років поспіль інвестиції у всі ВІЕ, включаючи великі ГЕС, приблизно вдвічі перевищують інвестиції в потужності, що генерують, на викопному паливі. Вже зараз 24 країни забезпечують понад 5% своїх потреб в електроенергії лише за рахунок вітрової енергії, з них 13 – понад 10%. Таким чином, для світу менше 6 ГВт російських електростанцій на ВДЕ до 2024 року – це крапля у морі. Там доведеться лише 2,5% всієї встановленої генеруючої потужності країни і близько 1% безпосередньо генерації.

Проте, навіть на цьому тлі минулого року в Росії розпочалася велика дискусія щодо майбутнього державної підтримки ВДЕ на ОРЕМ. Інвестори виступають за продовження чинної в даний час системи (ДПМ ВДЕ) після 2024 року, можливо, з посиленням вимог та підключенням додаткових механізмів стимулювання. Великі споживачі та продавці електроенергії налаштовані різко проти продовження підтримки, особливо через ДПМ, побоюючись «неприпустимого» зростання цін. Чим закінчиться ця гостра дискусія, поки неясно. У будь-якому випадку, російська галузь ВДЕ потребує визначеності за межами 2024 року (як мінімум до 2030 року, а краще – до 2035 року). Пошук цієї визначеності, напевно, стане завданням нового, 2018 року.

Тетяна Ланьшина

Науковий співробітник Центру економічного моделювання енергетики та екології РАНХіГС, російський координатор глобальної ініціативи «Розподілена та локальна енергетика» (DALE)