23.11.2012

Зеленую энергетику ждет локализация. Определены меры по развитию ВИЭ

Государство определило меры по стимулированию развития "зеленой энергетики". Как и предполагал "Ъ", гарантировать возврат инвестиций в проекты планируется через договоры на поставку мощности, то есть за счет всех потребителей электроэнергии в стране. Но эту возможность получат лишь те, кто пройдет конкурс. Принципиальное значение будут иметь заявленные капзатраты и уровень локализации оборудования.

Минэнерго опубликовало проекты двух правительственных актов, устанавливающих механизм поддержки "зеленой энергетики". Документ направлен на согласование в федеральные органы исполнительной власти, в течение 30 дней его должны рассмотреть и до конца года направить в правительство.

Объекты на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) будут поощряться через механизмы, аналогичные договорам на поставку мощности (ДПМ, обеспечивают возврат инвестиций в течение десяти лет). Однако, как и предполагал "Ъ", право заключения ДПМ будет присуждаться проектам на конкурсной основе по каждой категории ВИЭ. Отбор проводится каждый год до 30 июня, разыгрываются объемы мощности на год вперед и далее, вплоть до начала поставки через четыре года. Так, в 2014 году, согласно документу, в России должно быть 150 МВт установленной мощности ветроэлектростанций, 100 МВт солнечных электростанций, 65 МВт малых ГЭС, 20 МВт станций на биомассе и 10 МВт — на биогазе. Всего к 2020 году по всем категориям ВИЭ в России должно быть построено 11,03 ГВт установленных мощностей.

Победа в конкурсе на право заключения ДПМ присуждается объектам, максимально отклонившимся в сторону уменьшения от предельного уровня капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности. Он установлен на основе типовых, ранее подсчитанных "Советом рынка" (см. "Ъ" от 1 октября); наиболее высокий уровень — у станций на биомассе и биогазе (188,9 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности). Однако если исходно предполагалось, что они будут выше типовых на 15%, в итоге принят более высокий поправочный коэффициент: в среднем 27-31%.

Наиболее благоприятные условия начала торга будут у малых ГЭС: предельные капзатраты на 35% выше типовых по самой дорогой категории (менее 1 МВт, не попадают под условия участия в ОРЭМ) и до 52% выше уровня типовых капзатрат по ГЭС 10-25 МВт. Другой критерий — уровень локализации генерирующего оборудования. Если в выводах рабочей группы "Совета рынка" под обязательную локализацию попадали только солнечная (51% с 2014 года и 75% с 2016) и ветроэнергетика (25% с 2016 года и 50% с 2018), то теперь требуется локализация и для гидроэнергетического оборудования до 25 МВт. Она должна составить 30% с 2016 года и 60% с 2018-го.

В рамках заключенных договоров, как и в стандартных ДПМ, из рассчитанного тарифа гасится определенная доля капитальных и эксплуатационных затрат. Однако в данном случае процент погашения поставлен в зависимость от уровня локализации. Особенно сильное влияние он окажет на затраты по солнечным электростанциям: при невыполнении требования по минимальному уровню локализации доля капзатрат, возмещаемых по ДПМ, составит всего 35%, тогда как при невыполнении этого требования проектами мини-ГЭС или ветроэлектростанций — 75%.

По словам Антона Усачева из НП "Ассоциация предприятий солнечной энергетики", производители оборудования для солнечных станций готовы к первому отбору обеспечить предписанный уровень локализации. Он объясняет, что коэффициенты, установленные министерством, отражают долю соответствующего оборудования в типовых капзатратах и рассчитаны не на основе заявленных проектов, а по той же модели, что в Канаде или Японии. Сейчас есть отечественные предприятия, готовые производить оборудование для малых ГЭС, — например "Тушинский машиностроительный завод", "Инсэт", "Тяжмаш",— однако производство оборудования носит единичный характер в связи с отсутствием спроса со стороны генераторов, говорит и. о. начальника департамента ВИЭ "РусГидро" Дмитрий Смолин. Внедряемый механизм его обеспечит. Учитывая опыт Бразилии, Китая и других стран второй волны развития "зеленой энергетики", которые, создав достаточный спрос, привлекли к себе почти всех крупных мировых производителей, например, в области ветроэнергетики, можно ожидать того же и в России. Дмитрий Смолин оценивает будущий объем рынка гидроэнергетического машиностроения в $4 млрд к 2020 году. "РусГидро" рассчитывает принять участие в этом рынке через свое СП с Alstom, говорит он.

Потребители по-прежнему критикуют меры за перекладывание затрат ВИЭ на всех. Глава НП "Сообщество потребителей энергии" Дмитрий Говоров в письме вице-премьеру Аркадию Дворковичу заявляет, что считает такое субсидирование недопустимым, отмечая, что рост конечной цены на электроэнергию составит 3-4,5% к 2020 году (по расчетам АТС и Минэкономики — 2%, или 2,5-3,5%). По словам господина Говорова, целесообразно рассматривать строительство ВИЭ в изолированных районах, энергоснабжение которых осуществляется за счет дизельных и котельных установок, а топливо для них дотируется государством.

Но изолированные районы не покрываются оптовым рынком электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и за счет него субсидироваться не могут. Технический потенциал реализации проектов ВИЭ в изолированных зонах ограничен 1 ГВт мощности по всем видам технологий, что недостаточно для стимулирования развития производства оборудования, говорит Дмитрий Смолин. Поддержка локализации через механизмы ОРЭМ должна содействовать развитию проектов ВИЭ и в изолированных зонах за счет создания объемов рынка оборудования. По словам Антона Усачева, сейчас план мероприятий по поддержке ВИЭ, в том числе в изолированных зонах, направлен на рассмотрение Аркадия Дворковича, его будут рассматривать на правительственной комиссии в декабре. Он предполагает введение долгосрочного тарифного регулирования, что позволит снизить субсидии на неэффективную дизельную генерацию в изолированных регионах.

Источник:
Газета "Коммерсант"