24 Июля 2019

О малых ГЭС замолвите слово

По итогам конкурсных отборов ДПМ ВИЭ в России в ближайшие годы будет построено всего 168,1 МВт малых ГЭС. Это капля в море – потенциал у отрасли значительно больше. Инвесторам нужны особые инструменты поддержки, а не искусственная конкуренция с солнцем и ветром.

Поделиться в социальных сетях

По итогам семи конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, которые прошли с 2013 по 2019 годы, было отобрано всего 11 заявок на строительство малых ГЭС суммарной мощностью 168,068 МВт. Больше всех – 70,44 МВт – «забрал» отраслевой лидер, госхолдинг «РусГидро». Еще 49,8 МВт до конца этого года должна ввести группа «Норд Гидро» – на реке Кемь в Карелии уже построили две ГЭС, использующих одну плотину. В числе прошедших отборы – компании «ЮжЭнергоСтрой» и «ЭнергоМин», а также «ЕвроСибЭнерго – Гидрогенерация» (управляет ГЭС En+ Group). 

В то же время по планам, которые были прописаны при запуске программы ДПМ ВИЭ (напомним, в рамках этих договоров инвесторы в ВИЭ возвращают вложения за счет повышенных платежей потребителей ОРЭМ), с 2014 по 2024 года в России планировалось ввести 751 МВт малых ГЭС – станций единичной мощностью до 25 МВт. За минувшие годы квоты с малой гидроэнергетики неоднократно снимались в пользу СЭС и ВЭС (а также внезапно признанного возобновляемым источником сжигания ТБО), инвесторы которых вели себя намного активнее. В итоге общая суммарная мощность сегмента к 2019 году сжалась до 390 МВт, но даже при этом по итогам отбора-2019 не разыгранными так и остались 221,9 МВт малых ГЭС! На конкурсы 2013 и 2016 годов вообще не было подано ни одной заявки по этому ВИЭ. Для сравнения: инвесторы в солнце за семь прошедших отборов выбрали всю квоту, а в сегменте ВЭС осталось не разыгранными всего 2,3 МВт.

ООО «НГБП»
Строительство Белопорожских ГЭС подходит к важному этапу – в июле предполагается приступить к перекрытию русла реки Кемь. Наполнение водохранилища до проектных отметок запланировано на ноябрь этого года.
Снимок экрана 2019-07-15 в 10.53.30.png

На этом фоне весьма симптоматично прозвучала информация о том, что девелоперы солнечных и ветровых станций были бы не против забрать оставшиеся невостребованными квоты на МГЭС себе – по данным газеты «Коммерсант», дополнительный отбор проектов по первой программе поддержки «зеленой генерации» может пройти уже в этом году. Минэнерго РФ, как пишет «Коммерсант», предлагает оставить за МГЭС лишь 50 МВт, солнцу отдать 117 МВт, а ветру – 62,8 МВт. Как бы там ни было, речь идет о существенном перераспределении. Причем инициативу поддерживают в Ассоциации развития возобновляемой энергетики (ее глава Анатолий Чубайс выступал с аналогичным предложением еще в прошлом году), ссылаясь на то, что CAPEX солнечных и ветряных проектов в ходе первых отборов снизился в 2,5 раза, а капзатраты МГЭС, наоборот, возросли на 20%. 

«Предложение по перераспределению квот логично — эти объемы не нашли своего спроса на первых аукционах и не решают каких-либо стратегических задач в секторе», - категорично заявил в комментарии для газеты Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». 

Под вопросом и доля МГЭС в новой программе ДПМ ВИЭ, на 2025-2035 годы, условия которой еще прорабатываются в жарких спорах между чиновниками и участниками рынка. По данным того же «Коммерсанта», правительство РФ готово установить потолок инвестиций в ВИЭ на втором инвестцикле в 400 млрд рублей, что, по разным расчетам, позволит построить в России от 7 до 10 ГВт «зеленой» генерации. Но лишь до 30 млрд рублей в этой сумме может быть направлено на поддержку малой гидрогенерации. 

«Ручное перераспределение когда-то вручную установленных квот – вряд ли хорошая новость для рынка и инвесторов, особенно тех, которые вкладывались в предварительный инжиниринг (изыскания) по МГЭС. Это хороший способ поставить долгосрочный заслон на развитии этого сектора в России», - говорит Юрий Мельников, старший аналитик по электроэнергетике Центра энергетики Московской школы управления «СКОЛКОВО». 

В то же время, по словам генерального директора En+ Group Владимира Кирюхина, на втором инвестцикле ДПМ ВИЭ до 2035 года в России можно построить около 1 ГВт малых ГЭС. Из них пятую часть готова ввести сама En+ Group. Такие проекты в условиях отсутствия механизмов господдержки возведения ГЭС большой мощности явно интересны инвесторам, но сам процесс – от подачи заявок на конкурсные отборы до конкретных строек – объективно является более трудоемким. Особенно в сравнении с ветром и солнцем. Однако пока что единственный в России инструмент развития ВИЭ уникальные особенности МГЭС фактически игнорирует. При этом взгляды на то, как нужно стимулировать развитие малой гидроэнергетики (и нужно ли вообще!), у экспертов, чиновников и игроков рынка сильно различаются.

Проекты МГЭС в условиях отсутствия механизмов господдержки возведения ГЭС большой мощности явно интересны инвесторам, но сам процесс – от подачи заявок на конкурсные отборы до конкретных строек – объективно является более трудоемким.

Не рабочий механизм 

Почему инвесторы МГЭС в 2013-2019 годы вели себя не так активно, как девелоперы СЭС и ВЭС? По словам ведущего эксперта УК «ФИНАМ Менеджмент» Дмитрия Баранова, причиной действительно могли стать высокие CAPEX, особенно в сравнении с другими ВИЭ. Нельзя сбрасывать со счетов и экологический фактор, а также не снижающий оборотов процесс строительства потребителями на местах собственной генерации. Юрий Мельников из «СКОЛКОВО» тоже констатирует, что «ручной» механизм поддержки ВИЭ через установление предельных капзатрат и квот в реальности оказался недостаточно сбалансирован в отношении МГЭС. И давал инвесторам больше стимулов уходить в солнце и ветер: «Там их мог привлечь большой потенциал снижения стоимости и, соответственно, роста рынка СЭС и ВЭС, тогда как малые ГЭС находятся уже в конце «кривой обучения», потенциал снижения стоимости там невелик и ограничен развитием технологий строительства». 

«Возможно, по той же причине доля гидроэнергетики в различных странах, развивающих ВИЭ – от Евросоюза и США до Китая и Индии – в последние 10 лет не растет на фоне быстрого роста солнца и ветра в энергобалансе», - говорит Мельников. Впрочем, в большинстве этих стран гидропотенциал уже давно освоен – на 70-80-90%. Грубо говоря, там уже построили все ГЭС, в том числе малые, какие только было можно. В России же, как известно, гидропотенциал освоен всего на 20%. Что касается высоких CAPEX малых ГЭС (кстати, на самом деле вполне сопоставимых со среднемировыми значениями), то солнце и ветер внутри России тоже стоят сильно дороже иностранных аналогов – хотя в масштабах нашей страны падение стоимости капзатрат в этих сегментах за минувшие годы действительно выглядит достижением космического масштаба. 

Известно, что при относительно высоких капзатратах гидроэнергетика характеризуется более низкими OPEX (в пересчете на единицу мощности), в несколько раз более длительным сроком службы сооружений и оборудования относительно других ВИЭ (до 100 лет!) и более высоким КИУМ (на уровне 40%, при 18% у ВЭС и 14% у СЭС). В том числе и поэтому в гидроэнергетике фиксируются наименьшие показатели LCOE (нормированной̆ стоимости электроэнергии) относительно других возобновляемых источников. По данным IRENA, говорит Юрий Мельников, малые ГЭС в мире по этому показателю – 3-12 центов США за кВт*час – вполне конкурентоспособны с солнечными и ветровыми электростанциями. 

Поэтому главный фактор, повлиявший на активность инвесторов в рамках первого инвестцикла ДПМ ВИЭ, на самом деле банален и прозаичен. «Инжиниринг МГЭС (от изысканий до пуска) – существенно более затратное и сложное дело, чем инжиниринг СЭС и ВЭС», - подчеркивает Мельников.

«Объективный̆ временной̆ цикл разработки ТЭО проекта МГЭС, изучения гидропотенциала составляет от одного до трех лет, ведь требуется проведение большого объема исследовательских работ, включающих изучение гидрологических, геологических, микроклиматических, экологических, инфраструктурных и других исходных условий. Для каждого потенциального створа малых ГЭС проводятся расчеты, позволяющие определить энергетические, технические и финансовые характеристики потенциальных объектов. Просто для сравнения: для изучения солнечного потенциала достаточно фондовых метеоданных и одного месяца исследований, а ветрового – наблюдений от шести до 12 месяцев», - развивает тему Артур Алибеков, исполнительный директор компании «EcoEnergy» и руководитель проекта «Самурский энергетический кластер» (в рамках которого в Дагестане планируется построить до 300 МВт малой гидрогенерации). 

Генеральный директор En+ Group Владимир Кирюхин выделяет еще одну причину – в России просто нет готовых наработок по потенциальным створам МГЭС; в отличие от створов для крупных станций, которые в советские годы изучили вдоль и поперек. «Трудоемкость реализации проекта малой ГЭС практически такая же, как для крупной», подчеркивает Кирюхин, «а риск ошибки гораздо выше, чем у проектов СЭС и ВЭС: приняв на себя по итогам отбора обязательства по строительству, изменить локацию станции будет уже невозможно, в отличие от проектов в солнце и ветре, где найти новую площадку под проект гораздо легче». В этом плане одностадийный отбор проектов ДПМ ВИЭ был для инвесторов в МГЭС однозначно рискованным – на конкурсы можно было выходить только с серьезно проработанными проектами. Как отмечает Артур Алибеков, именно такие заявки в прошедшие годы и выставлялись, потому их и оказалось так мало. 

Были и менее заметные «ограничители». Как рассказал «Кислород.ЛАЙФ» эксперт, близкий к одному из инвесторов МГЭС, действующий механизм поддержки позволяет только русловую компоновку ГЭС с использованием лишь поворотно-лопастных турбин. Кроме того, если девелоперы в солнце и ветер вынуждены были (для обеспечения локализации) создать собственные технологические цепочки, включая новые производства оборудования (как сделала та же ГК «Хевел», построившая огромный завод солнечных панелей в Чувашии), то в сегменте МГЭС производители в России уже были – но самостоятельные. А действующие требования к локализации оборудования эту особенность малой гидроэнергетики не учитывают (на новом инвестцикле, кстати, предлагается еще и прописать обязательный рост экспортных поставок такой продукции!). Не стоит забывать и про кадровую проблему – специалисты в гидроэнергетике в России исторически были сконцентрированы в паре-тройке известных компаний. Качественные заявки независимым игрокам рынка просто некому было писать. 

Все эти тонкости прекрасно известны тем, кто имеет доступ к «внутренней кухне» ДПМ ВИЭ. Остальные же видят только то, что на поверхности – то есть однозначную невостребованность МГЭС инвесторами. И делают вывод, что такие станции никому не интересны. Этим пользуются инвесторы СЭС и ВЭС, мечтающие освоить оставшиеся квоты и «сесть» на стабильные денежные потоки с ОРЭМ. «Ощущается какая-то энергетическая ксенофобия. С одной стороны, топливные источники генерации с недоверием относятся ко всем ВИЭ, что неправильно на фоне мировых трендов в энергетике. С другой стороны, внутри сегмента ВИЭ ветровая и солнечная генерация откровенно дискриминируют малую гидроэнергетику. Между тем сектор МГЭС в стране сейчас возрождается после катастрофического упадка, который длился около 60 лет. А на развалинах строить сложнее, чем с нуля», - сетует Артур Алибеков.

«Инжиниринг МГЭС (от изысканий до пуска) – существенно более затратное и сложное дело, чем инжиниринг СЭС и ВЭС».

Отраслевое лобби

На этом фоне случилось небывалое – объединение. Недавно в Москве прошло Отраслевое собрание, которое было организовано «EcoEnergy» при поддержке En+ Group и Ассоциации «Гидроэнергетика России», и на котором присутствовали почти все как действующие, так и потенциальные инвесторы в МГЭС. В резолюции, принятой по итогам этого беспрецедентного сбора, было заявлено – за период действия механизма ДПМ ВИЭ в России так или иначе, но начал формироваться самостоятельный̆ сектор малой̆ гидрогенерации. Все эти годы инвесторы проводили исследования гидропотенциала самых разных рек, искали перспективные створы, занимались унификацией̆ оборудования и технических решений, инвестировали средства в предпроектные проработки и ТЭО конкретных проектов. За счет этого остались на плаву конструкторские и выросли новые локализованные производства основного и вспомогательного оборудования (например, завод «Волга-Гидро» австрийской Voith Hydro). 

«Работа компаний в данном сегменте ведется и основана на утвержденных принципах и объемах мер государственной̆ поддержки. Поэтому мы считаем необходимым сохранение всех объемов квот по МГЭС, предусмотренных программой̆ ДПМ ВИЭ до 2024 года, так как они являются исходными для планирования бизнес-компаний и инвесторов. Изменения действующих механизмов, правил и объемов может подорвать доверие инвестиционного и предпринимательского сектора к государственным механизмам стимулирования объектов энергетики», - также отмечается в резолюции Отраслевого собрания, которое сразу же переросло в Рабочую группу по развитию гидроэнергетики на базе Ассоциации «Гидроэнергетика России». Возглавил группу, кстати, Артур Алибеков

В рамках второго инвестцикла ДПМ ВИЭ, уверены игроки рынка, нужно в обязательном порядке прописать поддержку гидроэнергетики в объеме не менее 3 ГВт – и не только в части строительства новых мощностей̆, но и в части модернизации действующих станций! Меры стимулирования можно встроить и в те же ДПМ ВИЭ, а лучше вообще выделить в отдельный̆ подпакет – что будет, уверены гидроэнергетики, правильным решением, учитывающим технологическую зрелость отрасли на фоне других ВИЭ и уникальные особенности ГЭС (например, высокоманевренность).

«С учетом потребностей̆ в маневренном управлении энергосистемой̆ необходимость в новых ГЭС будет только возрастать», подчеркнули участники отраслевого собрания. Поэтому от позиции государства на данном этапе зависит «энергетическая и водная безопасность будущих поколений, для которых комплексные эффекты устойчивого развития гидроэнергетики являются объективной̆ и насущной̆ необходимостью». 

«Без мер государственной̆ поддержки мы будем вынуждены отказаться от своих инвестиционных проектов, в разработку которых в последние годы были инвестированы значительные средства и без которых в течение пяти лет уникальные компетенции по созданию гидроэнергетических проектов, включая сектор машиностроения, будут безвозвратно утрачены», - дают негативный прогноз игроки рынка. 

Позиция, конечно, очень смелая. «Малые ГЭС должны быть конкурентоспособна с другими ВИЭ, а рыночная модель должна поощрять такую конкуренцию между различными технологиями генерации. В этом плане выделение ГЭС в отдельную сферу господдержки вряд ли будет способствовать справедливой конкуренции», - не соглашается с ней Юрий Мельников из «СКОЛКОВО». По словам Дмитрия Баранова из УК «ФИНАМ Менеджмент», для поддержки МГЭС пока что «достаточно тех мер, что принимаются для развития и поддержки всех ВИЭ». «Выделение малых ГЭС в особую программу может негативно отразиться на действиях инвесторов, которые пойдут сюда в массовом порядке, оставив проекты в ветроэнергетике и фотовольтаике, и вызовет недовольство участников отрасли, которые вряд ли поймут, почему малым ГЭС предоставлены особые условия, а им нет». 

Артур Алибеков, свою очередь, подчеркивает, что отраслевое лобби требует не особых условий, тем более в ущерб другим ВИЭ, а лишь учета особенностей разных возобновляемых источников. Малые ГЭС могут конкурировать только друг с другом, а не с солнечными или ветровыми электростанциями. «Нельзя орла, бобра и ромашку одинаково оценивать по скорости лазания на деревьям. Солнце, ветер и гидроэнергетика технологически совершенно разные, поэтому сравнение их в единой системе координат в любом случае приводит к дискриминации какого-то из источников. Существующая конструкция ДПМ ВИЭ обуславливает подходящие условия для развития ветровой и солнечной генерации, но в отношении МГЭС приводит к перекосам, создавая дополнительные риски для инвесторов. Использование данного инвестиционного инструмента для строительства МГЭС - это ограничитель, о котором пытаются забыть, сопоставляя разные ВИЭ и одновременно насаждая совершенно бессмысленную внутреннюю конкуренцию. При этом существуют определенная финансовые средства, выделенные государством для поддержки развития отдельных секторов энергетики, включая ВИЭ, и, разумеется, гидроэнергетики. Но механизмы для опережающего развития каждого источника генерации целесообразно вырабатывать равноправно и с учетом индивидуальных технологических особенностей», - уверен Алибеков. 

Как минимум стоило бы увеличить потенциальный срок строительства МГЭС с нынешних пяти до семи лет. «Предложение обусловлено более длительным инвестиционным циклом данной генерации», - объясняет генеральный директор En+ Group Владимир Кирюхин

«Важно учитывать, что существующий механизм развития ВИЭ – исключительно за счет энергорынка (то есть средств потребителей) – на фоне избытков мощности в энергосистеме, перекрестного субсидирования и незначительного роста потребления в системе – обладает серьезными изъянами, которые ставят под сомнение устойчивое развитие этого сектора в целом», - говорит Юрий Мельников. Однако он уверен, что «если в России предпринимаются усилия по поддержке возобновляемой энергетики (с упором на технологическое развитие, а не уменьшение эмиссий парниковых газов в электроэнергетике), то было бы странно вычеркивать ГЭС из этого перечня».

Существующая конструкция ДПМ ВИЭ обуславливает подходящие условия для развития ветровой и солнечной генерации, но в отношении МГЭС приводит к перекосам, создавая дополнительные риски для инвесторов».
Александр Попов шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект