Чиновники предлагают растянуть сроки запуска ветростанций с 2020 г. на 2024 г.

М.Стулов / Ведомости

Минэнерго подготовило поправки, которые меняют параметры поддержки инвесторов в ветроэнергетику (копия есть у «Ведомостей»). Чиновники предлагают растянуть сроки запуска ветростанций с 2020 г. на 2024 г., но их совокупная мощность остается прежней (3,6 ГВт), а ежегодно нужно будет запускать станции максимум на 500 МВт. Минэнерго за то, чтобы снизить требования по локализации оборудования: в 2015 г. ее уровень составит 20%, в 2016 г. – 30%, с 2018 по 2020 г. – 45%, а с 2020 по 2024 г. – 65%. Прежде выйти на уровень в 65% нужно было уже в 2016 г. При этом размер предельных капзатрат Минэнерго предлагает оставить на прежнем уровне – чуть более 65 000 руб. за 1 кВт. Корректировки позволят привлечь инвесторов и сгладить рост нагрузки на потребителей, которые оплачивают строительство зеленой генерации. Если раньше доплата в 2020 г. на всех должна была составить 132,5 млрд руб., то при новом подходе сумма снизится до 105,5 млрд руб. (см. график).

Механизм поддержки возобновляемых источников энергии (ВИЭ) работает с 2013 г. Он обещает инвесторам в новые станции возврат вложенных средств с доходностью примерно 14% годовых. Конкурс на солнечные станции вызвал ажиотаж. А заявок на ветропарки было мало. Инвесторы объясняли: завышены требования по локализации, занижены предельные капзатраты. Некоторые инвесторы добивались снижения уровня локализации, другие просили не менять требования, но все просили увеличить предельный размер капвложений и удлинить программу.

Конкурсы на строительство ветропарков выиграли две компании: «Алтэн» чешского фонда Falcon Capital (51 МВт) и ГК «Энергия солнца» (105 МВт). «Для нас главным условием реализации проекта является повышение капзатрат – экономически оправданный тариф, вдвое выше принятого Минэнерго», – говорит представитель ГК «Энергия солнца». Связаться с «Алтэном» не удалось.

Участники рынка продолжают обсуждать с Минэнерго изменение предельных капзатрат, рассказывает представитель программы IFC по развитию ВИЭ в России Алексей Жихарев. По его словам, повышение капитальных затрат – принципиальный вопрос. Обсуждается два варианта: зафиксировать суммы или привязать их к коэффициенту, который бы учитывал разницу курсов на момент проведения конкурса и начало строительства, рассказывает Жихарев. На случай, если капзатраты для проектов с уже заключенными договорами о предоставлении мощности повышены не будут и не будет возможности завершить строительство, инвесторы обсуждают возможность выхода из договоров без штрафа, добавляет он.

Если Минэнерго поддержит все предложения инвесторов (инвесторы в солнечную энергетику просят изменить максимальный размер капзатрат), ценовая нагрузка на потребителей в 2020 г. вырастет еще больше (см. график). «Предложения Минэнерго ведут к тому, что платеж за 6 ГВт ВИЭ станет равным платежу за 100 ГВт традиционной генерации, а смягчение требований к локализации перечеркнет цели программы поддержки, – сказал директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев. – Инструмент для развития новых технологий предлагают окончательно оформить в еще один способ отъема денег у потребителей».

На самом деле разрешить противоречия между потребителями и инвесторами в ВИЭ в сегодняшней модели рынка мощности чрезвычайно трудно, если вообще возможно. Дело в том, что такие договоры ВИЭ, как и ДПМ, автоматически включаются в подлежащий оплате объем мощности, отбираемый на ежегодных КОМ по стоимости (объему и цене), сформированной в свою очередь при отборах ВИЭ. Далее, в соответствии с правилами рынка, оплата стоимости мощности производится исходя из объема ее "наличия" на рынке, определяемого почти исключительно прогнозным спросом. В случае увеличения спроса - падает коэффициент наличия - то есть объем оплачиваемого фактического резерва, и наоборот - при падении спроса оплачиваемый резерв растет.

Цена на мощность ВИЭ, также как и в ДПМ определяется не рынком (спросом), а административным бенчмаркингом. В результате для потребителей рост объемов ВИЭ является ничем иным как просто дополнительной финансовой нагрузкой, никак не зависящей от их спроса на такие мощности ни в плане объема, ни цены.

Совершенно очевидно, что по своей природе эти мощности не могут быть резервными, а потому их оплата вне зависимости от их фактической работы является нонсенсом.

Выход видится в коренном реформировании российской модели рынка мощности, особенно в части ее оплаты, в том числе и, возможно, в первую очередь - ВИЭ, пока объемы таких договоров невелики. Увеличение стоимости электроэнергии для потребителей из-за одиозных с точки зрения рыночной логики договоров предоставления мощности в случае с ВИЭ вызывает естественную реакцию отторжения ВИЭ потребителями.

Между тем, за ВИЭ будущее - это показывает мировой опыт, и потому поиск работоспособного механизма их внедрения на российском рынке - остается одной из насущных задач.