3. Поддержка ВИЭ на розничных рынках
3.1. Действующий механизм стимулирования на Розничных рынках
Основа механизма поддержки возобновляемых источников энергии на розничных рынках заложена в Федеральном законе «Об электроэнергетике», который устанавливает правило об обязательной закупке сетевыми организациями в целях компенсации потерь в сети 30 (в изолированных энергосистемах — гарантирующими поставщиками) в приоритетном порядке электрической энергии, вырабатываемой генерирующими объектами, работающими на основе использования возобновляемых источников энергии . В законе также говорится, что цены на электроэнергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах, работающих на основе использования возобновляемых источников энергии и приобретенную в целях компенсации потерь в электрических сетях, подлежат государственному регулированию (таблица 2). Механизм де — факто вступил в силу в 2015 году с принятием Постановления Правительства Российской Федерации № 4732, в котором определены основные условия и правила включения объектов генерации возобновляемой энергии в региональные схемы и программы.
Рисунок 3.1- Этапы реализации проектов ВИЭ на розничных рынках в рамках механизма поддержки
Согласно механизму стимулирования ВИЭ на розничных рынках, начиная с 2015 года включение в схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Федерации любого генерирующего объекта ВИЭ, претендующего на особый тариф, по которому электроэнергия будет поставляться территориальным сетевым организациям в целях компенсации потерь или в адрес гарантирующего поставщика (для изолированных энергосистем), возможно только на основании результатов конкурсных отборов, которые должны проводиться в каждом субъекте РФ. При включении инвестиционного проекта в схему и программу развития объект получает право на установление специального тарифа на электрическую энергию (мощность) на период 15 лет. В отличие от оптового рынка, целевой показатель объёма вводов на розничном рынке не установлен. Правительство РФ только ограничивает планируемый объём производства электрической энергии такими тарифицируемыми объектами 5 % прогнозных потерь сетевых организаций на территории субъекта РФ. Таким образом, совокупный потенциал проектов розничного рынка можно оценить на уровне около 3 000 МВт.
3.2 Основные положения регулирования цен (тарифов) для ВИЭ
В ценовых и неценовых зонах ОРЭМ для проектов ВИЭ установлены:
- предельные уровни капитальных и эксплуатационных затрат (в отношении объектов, функционирующих на основе энергии воды, солнца, ветра, станций на биомассе, биогазе, свалочном газе);
- базовая норма доходности 14% (в 2017 г. снижена до 12%);
- требования по минимальным значениям КИУМ;
- требования по локализации, аналогичные требованиям по локализации объектов ВИЭ на оптовом рынке, функционирующих на основе энергии воды, солнца, ветра;
- срок возврата капитала 15 лет с даты начала действия тарифа.
На территориях и в энергосистемах, не связанных с ЕЭС, для проектов ВИЭ установлены:
- предельные уровни капитальных затрат;
- базовая норма доходности;
- сроки возврата капитала.
Предельные уровни эксплуатационных затрат и требования по минимальным значениям КИУМ определяются по итогам конкурсов. Требования по локализации не установлены.
В рамках реализации механизма поддержки ВИЭ через предоставление из федерального бюджета субсидий в порядке компенсации стоимости технологического присоединения генерирующих объектов были предоставлены субсидии в отношении пяти генерирующих объектов. Максимальный размер субсидии составил 50% фактических затрат на технологическое присоединение.
Недостатки действующих механизмов поддержки ВИЭ на розничном рынке электроэнергии:
- отсутствие в регионах нормативно-распорядительных документов в части проведения формализованных конкурсных отборов проектов ВИЭ (в том числе отсутствие в некоторых регионах схем размещения генерирующих объектов ВИЭ);
- ограничение по приобретению сетевыми организациями объемов выработки электрической энергии ВИЭ в целях компенсации потерь до 5%;
- отсутствие механизма поддержки комбинированных генерирующих объектов ВИЭ, а также систем аккумулирования электрической энергии, используемых в целях обеспечения системной надежности и безопасности работы ЕЭС России, повышения эффективности работы ВИЭ.
3.3 Реализация проектов ВИЭ на розничных рынках
Рисунок 3.2- Реализация программы поддержки ВИЭ на розничных рынках в регионах России
До недавнего времени развитие ВИЭ на розничных рынках электроэнергии в России не представляло интереса ни для инвесторов, ни для регионов, которые отвечают за проведение отборов розничных проектов ВИЭ. Хотя нормативная база для реализации таких проектов существует с 2015 года. По данным Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ), в период с 2016 по 2020 гг. в 11 регионах на розничных рынках электроэнергии было отобрано всего 26 проектов ВИЭ совокупной мощностью 300 МВт.
Причина непопулярности проектов ВИЭ на розничных рынках заключалась в том, что инвесторы получали тариф уже после строительства электростанции, что создавало для них риски возврата инвестиций, а регионы не были заинтересованы по той причине, что реализация проектов ВИЭ влекла за собой повышение регулируемого тарифа на электроэнергию. Поскольку на розничных рынках реализация проектов ВИЭ возможна лишь в пределах 5% от прогнозных потерь электроэнергии в сетях, повышение тарифов в связи с развитием возобновляемой энергетики на региональном уровне не может быть значительным. Однако учитывая чувствительность вопроса роста тарифов вообще, это в любом случае крайне нежелательно.
Интерес к розничному рынку возник в условиях исчерпания квот на реализацию проектов ВИЭ на оптовом рынке и неопределенности относительно продления программы ДПМ ВИЭ на период до 2035 года. В настоящее время завершается разработка постановления правительства, которое изменит принципы реализации проектов ВИЭ на розничных рынках. Важнейшим из предложенных нововведений станет заключение договора между победителем конкурса и сетевой компанией сразу после подведения итогов конкурса, а не после строительства объекта, как было раньше. Это гарантирует инвестору окупаемость его проекта.
Условия проведения конкурсов планируется унифицировать во всей стране. Для регионов, правда, развитие ВИЭ на розничных рынках пока не станет более привлекательным. Стимулы для повышения их активности в сфере ВИЭ в проекте постановления отсутствуют.
Еще одно важное изменение заключается в том, что по новым правилам отбор проектов будет осуществляться не по капитальным затратам, а по одноставочному тарифу, который представляет собой стоимость производства 1 МВт*ч электроэнергии. Будут отбираться проекты с наименьшими плановыми величинами одноставочных тарифов, которые не превышают предельных уровней, определяемых органами исполнительной власти регионов.
Но по мере исчерпания целевых объёмов на оптовом рынке (ДПМ ВИЭ) розничный сегмент вызывает всё больший интерес у инвесторов. В условиях, когда 95 % запланированных на ОРЭМ мощностей уже отобрано, а новая программа поддержки ещё не утверждена, консолидация нескольких розничных проектов в портфеле инвестора позволяет поддерживать оптимальный темп инвестиций и строительства объектов, а также размещения заказов на локализованное оборудование, что крайне важно для уже созданных в России производств. На конец первого квартала 2020 года по меньшей мере в 21 регионе была утверждена соответствующая нормативно-правовая база, регулирующая условия и порядок проведения конкурсных отборов по включению генерирующих объектов ВИЭ в СИПР региона. Двадцать шесть генерирующих объектов ВИЭ общей мощностью около 300 МВт было отобрано за период с 2016 по первый квартал 2020 года на конкурсах в 11 субъектах.
Всего на розничных рынках в ценовых и неценовых зонах реализовано или планируется к реализации около 40 объектов, общая мощность которых составляет 305 МВт, из них 15 станций (31 МВт) получают зелёный тариф.
Рисунок 3.3- Установленная мощность квалифицированных объектов ВИЭ на розничных рынках по типам генерации, МВт
3.4 Примеры реализованных проектов строителства станций ВИЭ на розничных рынках
Инвестиционный проект по строительству Бурзянских СЭС был выбран и внесён в СИПР Республики Башкортостан в апреле 2019 года на конкурсном отборе, организованном Министерством промыш- ленности и энергетики республики. Проект включает две солнечные электростанции: Верхнюю Бурзянскую и Нижнюю Бурзянскую СЭС общей мощностью 10 МВт (по 5 МВт каждая). Особенность проекта: здесь впервые для такого класса станций применили системы нако- пления энергии (энергоёмкость системы накопления энергии — 8 МВт*ч). Заявленные на конкурсный отбор капитальные затраты по проекту составили 102990 руб./кВт. Плановая расчётная себесто- имость производства электроэнергии — 13,87 руб./кВт*ч. Станции были введены в эксплуатацию 26 февраля 2020 года. Кроме Бурзянских СЭС, ГК «Хевел» реализует проекты СЭС на розничных рынках в Республике Адыгея, Краснодарском крае, Чеченской Республике
Проекты строительства комплексов активной дегазации полигонов ТКО в Московской области В Московской области конкурсные отборы инвестиционных проектов ВИЭ проводились три года подряд: с 2018 по 2020 год. По итогам отобрали восемь проектов по строительству комплексов дегазации и один — по строительству биогазовой станции на восьми полигонах (общая мощность — 32,5 МВт). Комплексы дегазации используют газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках, для генерации электроэнергии. Первый такой проект был реализован в 2015 году в Ленинградской области. Это станция дегазации ТБО «Новый Свет — Эко» (2,4 МВт), которая уже сегодня получает зелёный тариф в рамках механизма поддержки ВИЭ на розничных рынках
Бурзянские СЭС в Республике Башкортостан (ООО «Акъярская СЭС» — ГК «Хевел») Инвестиционный проект по строительству Бурзянских СЭС был выбран и внесён в СИПР Республики Башкортостан в апреле 2019 года на конкурсном отборе, организованном Министерством промышленности и энергетики республики.
Проект включает две солнечные электростанции: Верхнюю Бурзянскую и Нижнюю Бурзянскую СЭС общей мощностью 10 МВт (по 5 МВт каждая). Особенность проекта: здесь впервые для такого класса станций применили системы накопления энергии (энергоёмкость системы накопления энергии — 8 МВт*ч). Заявленные на конкурсный отбор капитальные затраты по проекту составили 102990 руб./кВт. Плановая расчётная себестоимость производства электроэнергии — 13,87 руб./кВт*ч. Станции были введены в эксплуатацию 26 февраля 2020 года. Кроме Бурзянских СЭС, ГК «Хевел» реализует проекты СЭС на розничных рынках в Республике Адыгея, Краснодарском крае, Чеченской Республике.
Проекты строительства комплексов активной дегазации полигонов ТКО в Московской области В Московской области конкурсные отборы инвестиционных проектов ВИЭ проводились три года подряд: с 2018 по 2020 год. По итогам отобрали восемь проектов по строительству комплексов дегазации и один — по строительству биогазовой станции на восьми полигонах (общая мощность — 32,5 МВт). Комплексы дегазации используют газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках, для генерации электроэнергии. Первый такой проект был реализован в 2015 году в Ленинградской области. Это станция дегазации ТБО «Новый Свет — Эко» (2,4 МВт), которая уже сегодня получает зелёный тариф в рамках механизма поддержки ВИЭ на розничных рынках
3.5. Изменения в законодательстве
В 2019 году по инициативе АРВЭ внесен ряд корректировок в нормативно-правовые акты, регламентирующие работу механизма поддержки ВИЭ на розничных рынках. Был разработан проект постановления Правительства РФ, который вносит среди прочих следующие основные поправки:
- скорректирована процедура отбора проектов: отбор проектов ВИЭ для включения их в СИПР региона будет проводиться не по критерию наименьших капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности37, а на основе показателя плановых величин стоимости производства 1 МВт*ч электроэнергии (отбор по одноставочному тарифу). При этом орган исполнительной власти субъекта РФ будет устанавливать предельные максимальные уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведённую на квалифицированных генерирующих объектах, а также предельный годовой объём производства электрической энергии (мощности), доступный к отбору;
- вводится обязанность РСО заключить договор купли-продажи электроэнергии с лицом, заявка которого была отобрана и внесена в СИПР, до даты ввода генерирующего объекта в эксплуатацию. Ранее процедура заключения договора купли-продажи с сетевой организацией предполагалась уже после квалификации объекта, то есть после того, как инвестор понес 100 % капитальных затрат, что осложняло привлечение заёмных средств для реализации проекта;
- вводятся меры по контролю за недопущением к конкурсным отборам недобросовестных участников: лиц, ранее не исполнивших обязательства по строительству генерирующего объекта по итогам отбора проектов.
- Заявителю даётся четыре года на строительство и ввод в эксплуатацию генерирующего объекта, при этом допускается задержка ввода не более чем на один год с установленной в заявке плановой даты ввода объекта в эксплуатацию.
С одной стороны, цель описанных выше поправок — привлечение инвесторов на розничный рынок ВИЭ, с другой — повышение прозрачности работы механизма и установление более строгих обязательств в части сроков реализации проекта.
3.6 Стимулирование ВИЭ в технологически изолированный и труднодоступных территориях
Одним из приоритетов Энергостратегии России до 2035 года является повышение эффективности энергоснабжения удалённых и изолированных территорий. Очевидная проблема энергоснабжения таких территорий— низкий уровень развития инфраструктуры электроэнергетики, что влечёт за собой использование дорогостоящего дизельного топлива и устаревшего оборудования. По этой причине в Дальневосточном федеральном округе (ДФО) используется механизм выравнивания тарифов, в результате действия которого потребители ценовых зон ОРЭМ ежегодно уплачивают в пользу ДФО около 37 млрд руб.
Ожидается, что данная практика переноса нагрузки на потребителей сохранится до 2030 года, при этом тарифы будут только расти43. Таким образом, пока действует механизм выравнивания тарифов в ДФО, у генерирующих объектов есть время для перехода на более эффективные технологии генерации, которые будут способствовать снижению себестоимости выработки электроэнергии, в частности технологии ВИЭ или гибридной генерации с использованием ВИЭ.
В настоящее время владельцы генерации и потенциальные инвесторы в проекты модернизации объектов в изолированных энергосистемах могут использовать механизмы, предусмотренные законодательством в сфере энергосбережения и энергоэффективности. Федеральный закон «Об энергосбережении» позволяет модернизировать неэффективные объекты генерации, применяя механизм энергосервисных контрактов (см. таблицу 3).
Рисунок 3.4- Реализация инвести ционных проектов по замещению ДЭС на генерацию ВИЭ через механизм энергосервисных договоров
С целью дальнейшей более эффективной и комплексной модернизации генерации в изолированных территориях в августе 2019 года был утверждён план мероприятий по модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации в изолированных и труднодоступных территориях.
Документ предполагает сбор и раскрытие информации об объектах генерации по всем изолированным и труднодоступным территориям, определение наиболее перспективных для инвестирования объектов и проведение конкурсных отборов инвестиционных проектов с фиксацией цены поставки электроэнергии на срок действия договора. Важный аспект плана — введение механизма технологической нейтральности, когда энергообъект может быть построен на основе любого источника энергии (не обязательно с применением технологий на основе ВИЭ), обеспечивающего экономически эффективную замену текущей неэффективной генерации.
Примером реализованных проектов ВИЭ в 2019 году в удалённых и изолированных энергосистемах являются автономные гибридные солнечно-дизельные энергоустановки (АГЭУ) ООО «Хевел Энерго- сервис». В октябре в населённых пунктах Мугур-Аксы и Кызал-Хая Монгун Тайгинского района Республики Тыва были введены в эксплуатацию две автономные гибридные солнечно-дизельные энергоустановки. АГЭУ состоят из солнечных электростанций суммарной мощностью 550 кВт (400 + 150 кВт), систем накопления энергии общей ёмкостью 710 кВт*ч и дизельных генераторов (Мугур-Аксы — мощность 800 кВт, Кызыл-Хая — мощность 400 кВт). ДЭС, модернизированная до уровня АГЭУ, управляется автоматической системой, обеспечиваю- щей наиболее оптимальную работу и экономию топлива. Данный проект снабжает электричеством около 7 тыс. человек. Прогнозная выработка — 770 тыс. кВт*ч в год. Прогнозное снижение расходов топлива составит 588 тонн, что эквивалентно экономии в 31 млн. руб. ежегодно.