Зеленая энергетика признана слишком дорогой

До 2020 года в России предстоит ввести 11 ГВт электроэнергии на возобновляемых источниках (ВИЭ) — 1,9% от общего объема генерации, а не 4,5%, как предполагалось ранее. Но даже в этом случае капзатраты по вводу превысят 1 трлн руб., а накопленные операционные затраты сектора на конец 2020 года выйдут за пределы 100 млрд руб. Эти затраты сочтены слишком высокими, чтобы напрямую перекладывать их на потребителей через механизмы договоров на поставку мощности (ДПМ), теперь для проектов зеленой энергетики обсуждается механизм конкурсов
с понижением капзатрат.

Рабочая группа НП «Совет рынка» в соответствии с поручением Минэнерго сформулировала свою оценку развития ВИЭ в России. Как следует из выводов рабочей группы, к 2020 году будет введено 11,03 ГВт мощностей на ВИЭ. Наибольшее количество вводов придется на ветроэлектростанции (6,15 ГВт), солнечные электростанции (2 ГВт) и мини-ГЭС (1,97 ГВт). Фактические вводы начнутся с 2014 года.

Предполагалось, что поддержка развития возобновляемой энергетики будет осуществляться за счет механизмов, близких к ДПМ, разработанных в качестве стимула для строительства новой генерации. Ключевыми показателями расчета тарифа в рамках ДПМ являются типовые капитальные и операционные затраты. Оценка типовых капзатрат на 1 кВт колебалась в пределах €728-1058 для газовой генерации и €1245-1353 — для угольной. В рамках классических ДПМ предполагалась компенсация 71-79% капитальных и эксплуатационных затрат газовой генерации в первой ценовой зоне (ЦЗ), 80% — угольной в первой ЦЗ, 90% и 95% соответственно газовой и угольной во второй ЦЗ.

Но затраты в зеленой энергетике гораздо выше. По расчетам рабочей группы «Совета рынка», к показателям себестоимости тепловой энергетики приближается только ветроэнергетика, где рекомендуемые типовые капзатраты составляют €1375 за 1 кВт установленной мощности. По станциям на биомассе этот показатель составит €2327, солнечным электростанциям — €2519, малым ГЭС (10-25 МВт) — €2887. Дороже всего обойдутся станции на биогазе — €3380 за 1 кВт.

Эксплуатационные затраты в рамках проектов развития ВИЭ также заметно выше тех, которые приняты в рамках ДПМ. В 2010 году они составляли €2025,3/МВт в месяц для газа и €3114,1/МВт — для угля. Этот показатель индексируется ежегодно. По ВИЭ было решено приблизить эксплуатационные затраты к максимуму в силу неотработанности технологий и нехватки квалифицированных кадров в России. Самые скромные затраты в 2012 году, следует из работы, у мини-ГЭС 10-25 МВт — 1,52 тыс. руб. на 1 кВт в год, или 126,7 тыс. руб. на 1 МВт в месяц. Самые высокие затраты у солнечной генерации на фотоэлектрических панелях мощностью ниже 100 кВт (416,7 тыс. руб. на 1 МВт в месяц), электростанций на биогазе (453,3 тыс. руб.) и на биомассе (456,7 тыс. руб.).

Авторы исследования закладывают среднегодовой коэффициент роста капзатрат до 2020 года 3,8% по ветро-, 3,9% по гидро-, 1,9% по солнечной энергетике и 3,15% по биомассе и биогазу. По словам члена рабочей группы, такие коэффициенты роста были приняты на основании рекомендованной Минэкономики величины инфляции (3,9%), скорректированной на тенденции рынка оборудования. Операционные затраты будут прирастать еще быстрее — на 4,2-5,2% в год. Если объем и график вводов будут соблюдены, а темпы роста затрат совпадут с прогнозом рабочей группы, совокупные капзатраты сектора на 2020 год превысят 1 трлн руб., а накопленные операционные издержки (без учета вводов собственно 2020 года) составят 68,2 млрд руб. Если механизм ДПМ будет повторять существующий, то минимум, который в этот срок рынку придется компенсировать сектору ВИЭ, составит более 800 млрд руб.

Решение выстроить ДПМ на основе этих расчетов вызвало возмущение как у потребителей электроэнергии, так и у генераторов.

По мнению главы наблюдательного совета НП «Сообщество потребителей энергии» Александра Старченко, «запредельные капзатраты» на строительство объектов ВИЭ не должны перекладываться на потребителя. По его словам, рабочей группе следовало бы прислушаться к недавно высказанной позиции Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, которое рекомендует сосредоточить строительство ВИЭ-генерации в изолированных энергорайонах, где это экономически целесообразно, учесть сочетание ВИЭ и распределенной генерации и пересмотреть объем вводов в генсхеме с учетом планирующихся вводов объектов ВИЭ. По закону, говорит он, развитие ВИЭ-генерации должно финансироваться различными способами, и ДПМ лишь один из них. Генераторы добавляют, что для нестабильных ВИЭ, таких как ветер и солнце, «Системному оператору» придется держать в горячем резерве маневренные мощности, покрывающие 100% мощностей ВИЭ, что катастрофически увеличит расходы на топливо и выбросы углекислого газа в атмосферу.

В НП «Ассоциация предприятий солнечной энергетики» уточнили, что теперь Минэнерго рассматривается альтернативный механизм поддержки ВИЭ — конкурсный отбор проектов ВИЭ (ОПВ). В рамках ОПВ в июне каждого года можно подать заявку на строительство мощности по каждому виду ВИЭ в рамках установленных правительством объемов на три года вперед. Потолок цены — предельные капзатраты по данному виду ВИЭ (рабочей группой рекомендованы типовые капзатраты плюс 15%), конкурс ведется с понижением затрат. Использование оборудования, произведенного на территории РФ, будет обязательным условием участия в ОПВ, в котором будет введено так называемое требование по соблюдению степени локализации. Как объяснил собеседник, «Системный оператор» не готов учитывать ВИЭ с точки зрения прохождения пика, поэтому в конкурентном отборе мощности ВИЭ-генерация участвовать не будет и резервирование под ВИЭ также не будет осуществляться.