Изолированный энергосервис

Госхолдинг «РусГидро», на который государство возложило развитие энергетики Дальнего Востока, запустил уникальную программу поддержки строительства ВИЭ в изолированных территориях этого огромного макрорегиона, где плотность населения – самая низкая в стране (около 1,2 человека на кв. км!). Речь идет о кардинальной перестройке существующих дизельных электростанций (ДЭС), которые, за редким исключением, и покрывают спрос в локальных точках, не связанных не только с ЕЭС России, но и с региональными энергосистемами. За счет дополнения солнечных панелей и систем накопления энергии, а также замены самих дизельных агрегатов на более энергоэффективные и экономичные, такие электростанции превратятся в автоматизированные гибридные энергокомплексы (АГЭК), управлять которыми будут с помощью единой АСУ ТП. 

До конца этого года «РусГидро» планирует отобрать на конкурсах инвесторов в постройку порядка 63 МВт в Якутии и на Камчатке. По оценке опрошенных газетой «Коммерсант» экспертов, общая стоимость стартовавшей программы может превысить 8 млрд рублей. На данный момент АО «Сахаэнерго» (входит в Группу «РусГидро») провело первые конкурсы – шесть населенных пунктов в Якутии, изолированных от ЕЭС России и входящих в Арктическую зону РФ, «будут обеспечены надежным энергоснабжением с использованием передовых технологий». Отбор прошли проекты на 8 МВт (из них на ДЭС приходится 5 МВт), общая стоимость строительства – около 1 млрд рублей. Это поселки Табалах (мощность ДЭС 600 кВт, СЭС – 400 кВт), Мома (ДЭС – 3300 кВт, СЭС – 1500 кВт), Сасыр (ДЭС – 600 кВт, СЭС – 225 кВт), Тебюлях (ДЭС – 240 кВт, СЭС – 99 кВт) и Кулун-Елбют (ДЭС – 240 кВт, СЭС – 99 кВт). Действующие там ДЭС, на которых работают разновозрастные агрегаты (в основном ДГА и АД различный модификаций, произведенные Ярославским моторным заводом и американской Cummins), будут существенно перестроены. Только ДЭС в Верхоянске, введенная в эксплуатацию в 2019 году, почти полностью войдет в состав нового АГЭК, но будет дополнена СЭС мощностью 1020 кВт.

В конкурсах «Сахаэнерго» победили ООО «Группа ЭНЭЛТ» (ей достался проект в Верхоянске) и столичное ООО «КЭР» (в остальных населенных пунктах). Первая компания имеет опыт работы в Якутии (поставляла оборудования на СЭС в Батамае и Верхей Амге), вторая пока, по данным собственного сайта, в сфере ВИЭ участвовала только в строительстве Ульяновской ВЭС «Фортума» и аналогичных объектов «Росатома» в Ставрополье. Все работы по возведению и вводу в эксплуатацию первых АГЭК в Якутии победители конкурсов должны завершить до конца 2021 года.  

Проекты будут реализованы в рамках энергосервисных договоров, которые, объясняют в «РусГидро», «предполагают финансирование всех работ за счет средств инвесторов». Плановая величина капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности составит примерно 120 тыс. рублей за 1 кВт. Для сравнения: в прошлом  году конкурсный отбор проектов в рамках ДПМ ВИЭ прошла лишь одна СЭС финской «Фортум» на 5,6 МВт в Ставрополье, где этот же показатель составил 49,7 тыс. рублей за 1 кВт. Однако сетевые ВИЭ окупаются за счет повышенных платежей потребителей ОРЭМ. На Дальнем Востоке возврат инвестиций «будет осуществляться по результатам достигнутой эффективности за счет сохранения экономии расходов на топливо в тарифе в течение 10 лет». «Применение СЭС и высокоэкономичных дизель-генераторов позволит значительно сократить объемы завоза дорогостоящего органического топлива (до 50% от текущих значений), а также снизить воздействие на окружающую среду», отмечают в «РусГидро». Добавляя, что минимизация потребления солярки будет достигнута и за счет современной автоматики. 

«Построенные инвесторами энергокомплексы будут эксплуатироваться персоналом «Сахаэнерго», и после 10-летнего периода перейдут в собственность компании», - объяснили также в госхолдинге. Использование энергосервиса – относительно новое направление для «РусГидро». До сих пор компания самостоятельно занималась и модернизацией своих ДЭС, и строительством ВИЭ в децентрализованном секторе энергообеспечения в ДФО. Еще во время работы в журнале «Эксперт», в 2014-м, мне показывали одну из первых гибридных электростанций, построенных в отдаленном от цивилизации пос. Батамай, до которого нужно было час плыть по Лене на катере (та статья, к сожалению, доступна только по подписке).

«Смысл энергосервисных контрактов состоит в том, что за счет сторонних инвестиций происходит частичная либо полная модернизация энергетических систем и/или оборудования. В результате себестоимость энергии на объекте генерации снижается, а инвестор получает свою прибыль за счет появившейся дельты (иногда ее делят с заказчиком). Предыдущий опыт применения энергосервисных контрактов в России (преимущественно для проектов замены освещения в регионах) показал свою эффективность в тех случаях, когда снижение затрат на энергию в результате энергосервисных мероприятий была значительной (например, перевод котельных с дизельного топлива на природный газ, или замена освещения). В качестве инвесторов и участников таких контрактов выгодно выступать производителям и продавцам оборудования, так как, наряду с энергосервисной выручкой, они параллельно могут решить и вопросы со сбытом своей продукции. Для «РусГидро» применение энергосервисных контрактов интересно тем, что компании не надо искать финансовые средства для модернизации своей дизельной генерации», - прокомментировал «Кислород.ЛАЙФ» Владислав Карасевич, к.т.н., доцент кафедры ВИЭ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 

Стоит отметить, что другие госкомпании энергосервис опробовали раньше. Так, «Россети» вместе с ГК «Хевел» (лидер солнечной энергетики в России) еще в 2017 году запустили автономную гибридную энергоустановку в селе Менза в Забайкалье. «По состоянию на сегодняшний день сэкономлено более 500 тонн дизельного топлива, а значит, правительство края сохранило на этом около 30 млн рублей. При этом жители получают стабильное энергоснабжение 24/7/365. И конкретно для Забайкальского края вопрос эффективности гибридных установок не стоит – все уже опробовано», – заявил на днях генеральный директор «Россети Сибирь» Павел Акилин. По данным компании, в настоящее время готовится энергосервисный договор с «Хевелом» на строительство АГЭУ в 19 поселках Забайкалья. Аналогичные программы прорабатываются для изолированных территорий Красноярского края, Иркутской области и Бурятии – в последней речь идет о восьми поселках (новое соглашение о сотрудничестве «Россети Сибирь» и «Хевел» подписали на этой неделе). Для сетевого госхолдинга важнее экономия не на топливе, а на строительстве ЛЭП, прокладывать которые в отдаленные села зачастую просто бессмысленно. 

«У оптимизации энергоснабжения удаленных территорий большой потенциал, это подтверждается и мировым опытом. Программа оптимизации локальной энергетики в Якутии разрабатывается уже около 10 лет, последняя комплексная ее версия была готова в 2017 году, - напомнил «Кислород.ЛАЙФ» Юрий Мельников, старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления «СКОЛКОВО». – Точечные проекты на Дальнем Востоке реализовывались и ранее, но потенциал гораздо больше – только в Якутии почти 150 поселков. В любом случае, начало реализации шести проектов у «РусГидро» одновременно – хороший первый шаг».

Лидер изолированной генерации

Самый большой по площади регион России для старта программы в «РусГидро» действительно выбрали не случайно. Республика Саха (Якутия) лидирует в стране как по количеству, так и по установленной мощности объектов генерации в изолированных и труднодоступных территориях (ИТТ). По данным недавно опубликованного исследования, проведенного Аналитическим центром при правительстве РФ, в Якутии действует 141 объект генерации в ИТТ (в основном, ДЭС) общей мощностью почти в 206 МВт, это больше, чем где либо в России (840,3 МВт в 23 регионах из 82; Липецкая область, Бурятия и Чукотка почему-то информацию не предоставили).

Суммарная выработка – порядка 280 млн кВт*часов ежегодно, полезный отпуск – меньше, всего 210 млн кВт*часов; но этот объем покрывает потребности в электроэнергии около 10% населения республики, или более 95 тыс. человек (основными потребителями, до 70%, в ИТТ являются население и коммунально- бытовые потребители). 

Большей частью этих объектов генерации (136 ДЭС) управляет АО «Сахаэнерго» (еще несколько станций есть у ООО «Якутская генерирующая компания», в которой консолидированы генерирующие объекты АК «АЛРОСА» и АО «Алмазы Анабара» в шести районах Якутии). «Сахаэнерго» не первый год занимается и модернизацией ДЭС, и строительством ВИЭ, в том числе и в связке с дизельной генерацией. Сейчас под крылом «Сахаэнерго» работает 21 СЭС, включая самую крупную в мире солнечную электростанцию за полярным кругом – Батагайскую (ее мощность 1 МВт, а всего в ИТТ республики функционирует 23 генерирующих объекта на ВИЭ общей мощностью более 2,5 МВт). Здесь же, в заполярном пос. Тикси, «РусГидро» совместно с японской Komaihaltek реализует и проект по созданию уникального ветро-дизельного комплекса (подробнее по ссылке). Ветроэнергетические установки общей мощностью 900 кВт (введены в эксплуатацию в 2018 году) там работают вместе с современными дизель-генераторами на 3 МВт, а также накопителями энергии (окончательный ввод в эксплуатацию этого уникального объекта запланирован на конец 2020 года) (Еще несколько ВЭС «РусГидро» общей мощностью 3,6 МВт функционируют на Камчатке и на Сахалине). 

Таким образом, именно «Сахаэнерго» в структуре госхолдинга лучше всех понимает и проблематику дизельной генерации, и все позитивные эффекты от сочетания ДЭС с ВИЭ. Основная задача построения АГЭК – экономия на завозе, хранении и сжигании дорогостоящего дизельного топлива, за счет частичного замещения выработки возобновляемым ресурсом. Из 279,8 тыс. тонн ДТ, которые использовали во всех ИТТ в стране в 2018 году, максимальный объем пришелся именно на Якутию (69,3 тыс. тонн, или четверть от суммы по 23 регионам России). В структуре расходов на выработку электроэнергии в ИТТ республики топливная составляющая колеблется в диапазоне 30-40%. Поэтому средние фактические расходы на выработку 1 кВт*часов в Якутии выше одноставочного тарифа для населения на 37 рублей – это наивысший показатель среди всех регионов России с ИТТ. Разницу приходится покрывать субсидиями: по данным АЦ при правительстве РФ, объем расходов на компенсацию выпадающих доходов из бюджета республике превышает 8,5 млрд рублей в год (это 42% из суммарных по стране 20 млрд рублей)! 

За счет этого Якутия лидирует в стране и по размеру субсидий в расчете на выработку (30 рублей на кВт*час), и по средним удельным расходам на производство электроэнергии на объектах генерации в ИТТ (42,7 рублей/кВт*час; для сравнения – в Сахалинской области этот показатель наиболее низкий, всего 13,7 рублей/кВт*час). Интересно, что среди ДЭС этот показатель различается кратно – от 23 до 2191 рублей/кВт*час (!), при этом среди электростанций с ВИЭ наиболее низкая стоимость выработки электроэнергии – на ДЭС в пос. Тикси (29 рублей/ кВт*час). 

Нагрузка на бюджет – очевидно, колоссальная, но, что гораздо печальнее, эти деньги фактически улетают в трубу, поскольку об эффективности дизельной генерации не может идти и речи. Так, удельный расход условного топлива на полезный отпуск электроэнергии на объектах генерации в ИТТ в Якутии в среднем составляет 568 грамм у.т./кВт*час, что выше, чем в среднем по ИТТ в России (476 грамм у.т./кВт*час). Правда, в Туве и Томской области эти показатели выглядят еще хуже, но там и изолированных районов меньше. Интересно, что в Камчатском и Красноярском краях УРУТ ниже среднероссийского (422 и 452 грамм у.т./кВт*часов соответственно). 

«Преобладание расходов на топливо в структуре расходов на выработку электроэнергии в ИТТ главным образом связано с удаленностью этих территорий от крупных центров производства и хранения топлива, сложной логистикой и наличием сезонности поставок топлива, что обуславливает более высокие, чем в среднем по России (и по субъектам РФ, в состав которых входят рассматриваемые ИТТ) цены на топливо. При этом величина расходов на топливо определяет стоимость производства электроэнергии и, как следствие, величину субсидий на компенсацию выпадающих доходов. В связи с этим экономия расходов на топливо является основным направлением увеличения эффективности генерации электроэнергии и снижения объема субсидирования (но не единственным)», - отмечали в АЦ при правительстве РФ. 

Одно из решений – модернизация самих ДЭС; тем более что в Якутии эксплуатируются и станции 1970-х годов запуска. Согласно Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2019-2023 годы, ООО «Якутская генерирующая компания» и АО «Сахаэнерго» планировали ввести 7,4 МВт и 11,7 МВт нового генерирующего оборудования на ДЭС взамен старых агрегатов (или их реконструкции). Вывести за этот же период планировалось 3,9 МВт и 12,7 МВт соответственно.

Другой путь: «Модернизация генерирующих объектов за счет в том числе объектов ВИЭ-генерации, в результате которой будет обеспечено снижение объема бюджетного субсидирования и рост надежности электроснабжения потребителей в ИТТ». Очевидно, что в одиночку «Сахаэнерго» быстро с этой задачей точно бы не справилась, поэтому в «РусГидро» и приняли решение привлечь инвесторов со стороны. Интересно, что УРУТ на электростанциях с ВИЭ-генераторами в Якутии варьируется от 431 грамм у.т./кВт*часов в селе Кыстатыам в Жиганском улусе до 2 265 грамм у.т./кВт*часов в н.п. Юрэн в Верхневилюйском улусе. То есть сама по себе связка солнца с дизелем положение не спасает, если не модернизировать именно ДЭС. Эта задача по максимуму описана в технических требованиях к инвесторам в энергосервисные проекты на Дальнем Востоке.

Максимально автоматизировать

Если изучить конкурсную документацию, то станет ясно: хотя все шесть проектов направлены на «техническое перевооружение» действующих энергообъектов, главным все же прописано «осуществление действий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования электрической энергии, за счет модернизации дизельной генерации с использованием ВИЭ». По факту речь почти везде, кроме Верхоянска, идет о тотальной перестройке действующих ДЭС «Сахаэнерго», с заменой в том числе и большинства работающих на них дизельных агрегатов. 

Под АГЭК понимается единый комплекс в составе ДЭС, СЭС и СНЭ, в обязательном порядке оснащенный АСУ ТП, которая в соответствии с заданными параметрами в автоматическом (без участия человека) должна обеспечивать «максимально возможное использование энергии солнца и работу ДЭС с наименьшим удельным расходом топлива». В требованиях прописано, что удельный расход натурального топлива не должен превышать 220-240 грамм н.т./кВт*час! Даже при пересчете в УРУТ это весьма амбициозное требование для инвесторов. 

Дизельная часть АГЭК должна будет включать, кроме, собственно, самих агрегатов (в сборе с радиатором охлаждения на раме), распределительное устройство напряжением 0,4 кВ (генераторный шкаф с выключателем, оборудованный моторным приводом), повышающую двухтрансформаторную подстанцию 0,4/6 кВ, дистанционный пульт управления ДГА, а также всевозможные системы (топливную, масляную, охлаждения, газовыхлопа, воздухоподачи и т.п.). С количеством новых ДГА инвесторы должны будут определиться на этапе проектирования, опираясь на графики нагрузок, как минимум два агрегата заложив на обязательный резерв (для климатических условий Якутии это требование явно не выглядит излишеством). Суммарная мощность рабочих ДГА «должна покрывать максимальную расчетную нагрузку с учетом собственных нужд ДЭС и обеспечивать запуск электродвигателей», говорится в технических требованиях. 

В составе СЭС нужно будет установить фотоэлектрические модули единичной мощностью не менее 300 Вт, «в целях оптимизации затрат на земельный участок под расположение солнечной электростанции», инверторы, трансформаторную подстанцию. И проложить кабельно-воздушную линию для подключения к общей сети поселка. «СЭС должна обеспечивать нормальную работу при температурах, соответствующих климатическим условиям расположения населенного пункта», - сказано в спецификациях. Устанавливать панели инвестор может как на поворотные, так и на стационарные металлические конструкции, на том фундаменте, который посчитает оптимальным (винтовой, свайный, трубный, ленточный и т.д.) – главное, что «расчет и конструктивная схема фундаментов должны обеспечивать устойчивость конструкций сохранять свои свойства во всем диапазоне температур и выдерживать предельные нагрузки в соответствии с нормативными документами для данного региона на протяжении всего срока эксплуатации» (не менее 25 лет). 

Система накопления энергии в составе АГЭК должна включать аккумуляторные батареи (АКБ), инверторное оборудование, трансформаторную подстанцию и КВЛ для подключения в сеть поселка. Ресурс батарей – не менее 4 тыс. часов (при глубине разряда не менее 70%). Мощность и емкость СНЭ можно выбрать исходя из мощности СЭС «по условию минимального использования энергии, вырабатываемой ДЭС в весенне-летний и осенний периоды». «СНЭ должна обеспечивать надежность и устойчивость работы компонентов АГЭК для покрытия нагрузки потребителей без перерыва в электроснабжении», работать полностью в автоматическом режиме, «без привлечения обслуживающего персонала (при условии соблюдения правил эксплуатации и своевременного сервисного обслуживания)». Основные задачи СНЭ – обеспечение динамической устойчивости работы системы при сбросах/наборах нагрузки, накопление поступающих от СЭС излишков электроэнергии, выдача этих накоплений в сеть, подавление колебаний мощности и обеспечение экономичных режимов работы ДГА. 

Всем этим невиданным доселе для якутских сел великолепием должна будет управлять единая АСУ ТП, основная задача которой – «обеспечение максимально возможной выработки солнечной энергии, распределение нагрузки между СЭС, СНЭ и ДЭС с учетом возможной текущей выработки СЭС и соблюдением допустимых нагрузок ДГА». На этапе проектирования инвестор может определиться с использованием существующих капитальных сооружений действующих ДЭС. В случае строительства новых зданий в машзале придется сделать усиленный пол с термоизоляцией. А для наружных ограждающих конструкций (стены, кровля) использовать только трехслойных сэндвич-панелей с минераловатным утеплителем (базальтовая каменная вата или аналог). Пожалуй, единственное, что может остаться на площадках новых АГЭК от действующих станций – это парки для хранения дизельного топлива. Да и они могут сократиться в случае снижения потребления топлива, для чего, собственно, вся история и затевается.

Риски для инвесторов

Как уже было сказано вначале, это сетевые СЭС и ВЭС, построенные в рамках ДПМ ВИЭ, окупаются за счет повышенных платежей потребителей ОРЭМ. Дизельная энергетика в ИТТ пока что живет исключительно на субсидиях из бюджета, которые компенсируют генераторам выпадающую разницу между тарифом и реальной себестоимостью электроэнергии. За счет того, что часть дизельной выработки в АГЭК можно будет заместить ВИЭ, которые никаким топливом не пользуются, окупить такие проекты позволит та самая экономия на топливной составляющей. В теории все выглядит красиво, на практике – может столкнуться с многочисленными рисками. 

Выбранные для старта первопроходцы – очень разные поселки. Больше всего жителей – в селе Мома (более 2,9 тыс.) и Верхоянске (более 1,4 тыс., в остальных населенных пунктах численность населения не дотягивает даже до тысячи; в Сасыре так вообще страшная цифра – 666 жителей). Объединяет всех существенная отдаленность от Якутска (более 1,2 тыс. км, Кулун-Елбут вообще – в 1741 км), традиционная для ИТТ сезонность поставок топлива, а также разновозрастные дизельные агрегаты. Самые «старые» ДГА, еще начала и конца 1980-х, работают в Моме; в остальных поселках ДЭС намного современнее, как минимум конца 1990-х – начала 2000-х. Кроме того, на всех электростанциях сложились существенные резервы установленной мощности, а фактические нагрузки крайне невысоки. «В связи с этим один из рисков – изменение социальных и экономических условий. Например, может сократиться численность населения в населенном пункте, что обернется уменьшением платежей за электроэнергию, экономия снизится, и срок действия контрактов может потребоваться увеличить», - заявил в комментарии для «Кислород.ЛАЙФ» ведущий эксперт УК «ФИНАМ Менеджмент» Дмитрий Баранов. 

В числе других возможных рисков, по мнению Баранова, стоит выделить «риск изменения условий регулирования, что может ухудшить реализацию контрактов, их параметры», а также «риск изменения финансирования проекта, увеличение стоимости заемных средств, условий их привлечения». Компенсировать все эти сложности должна, по идее, более высокая величина капзатрат на строительство 1 кВт мощности в АГЭК – порядка 120 тыс. рублей. «Учитывая сложные климатические условия, а также то, что многие населенные пункты расположены в труднодоступных местах, более высокая стоимость строительства 1 кВт мощности в них, чем в других регионах, вполне логична», - отмечает Баранов. 

По оценке Владислава Карасевича из РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 120 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности – адекватная цена, которая сможет заинтересовать потенциальных участников: «Стоимость солнечных панелей – около 30 тысяч рублей за киловатт, стоимость накопителей – примерно 60 тысяч, вот и считайте». «Стоимость солнечной генерации (по моим оценкам, с применением литий-ионных накопителей – это 12-20 рублей за кВт*час) значительно ниже, чем средняя себестоимость выработки электроэнергии на дизельном топливе (по России для изолированных территорий это примерно 28 рублей за кВт*час, в Якутии — более 43 рублей). Даже частичная замена дизельной генерации на солнечную позволяет существенно снизить себестоимость производства электроэнергии. При заявленной стоимости оборудования в 120 тысяч рублей за 1 кВт и окупаемости оборудования в 20 лет с учетом возврата инвестиций можно говорить о себестоимости электроэнергии в пределах 15-20 рублей», - рассчитал Карасевич.

По его словам, более опасен другой потенциальный риск – давления со стороны администрации региона или населения. «Во время действия энергосервисного контракта серьезно снижается себестоимость энергии, при этом значительная часть этого снижения идет инвестору, а затраты заказчика (или тариф – в случае с муниципальными контрактами) практически не меняются. У администрации (особенно если она поменялась после выборов) и у населения (которое по-прежнему платит «старый», более высокий тариф) могут возникнуть соблазны поменять платежи по контракту», - говорит Карасевич. Добавляя, что в программе «РусГидро» фактор населения отсутствует.

Что касается административных рисков, то на них ответил сам госхолдинг: 22 июля председатель правления – генеральный директор «РусГидро» Николай Шульгинов и глава Республики Саха (Якутия) Айсен Николаев подписали соглашение о сотрудничестве при реализации проектов по модернизации локальной энергетики региона с использованием ВИЭ. Которое, в числе прочего, «предусматривает сохранение в тарифах на электроэнергию достигнутой в результате реализации проектов экономии топлива в период окупаемости проекта, а также в течение двух лет после достижения окупаемости». «Это обеспечит экономическую эффективность проектов для инвесторов», - подчеркнули в госхолдинге. 

«Такие проекты реализовывать объективно трудно – с одной стороны, потенциал большой, а с другой – он распределен по огромной территории, риски инвестора повышены как в фазе «упаковки» и реализации проектов, так и в фазе эксплуатации и возврата инвестиций. Ровно поэтому там и нет крупных игроков до сих пор», - говорит Юрий Мельников, старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления «СКОЛКОВО». По его словам, с одной стороны, условия конкурсов «РусГидро» поддерживают инвесторов в том, что снимают с них риск изменения тарифов в период реализации проектов. С другой, размер требуемой условиями экономии довольно значителен, а величину экономии инвестор сможет контролировать лишь частично – ведь спрос на энергию определяется потребителями и вполне может оказаться ниже первоначальных ожиданий (в этом Мельников согласен с Барановым). «Риски инвестора связаны и с трудностями достижения планируемой экономии, и с инжинирингом, и с логистикой. Заработать на этих проектах и принести пользу социально-экономической и экологической ситуации в регионе смогут лишь наиболее квалифицированные и сильные игроки, а они туда не пойдут, пока баланс рисков складывается не в их пользу. Результат конкурсов «РусГидро» – победа не самых известных рынку компаний – косвенно подтверждает этот тезис», - отмечает Мельников. 

«Учитывая названные выше обстоятельства, то, что для каждого населенного пункта необходимо создавать свой объект генерации, а суммарная мощность их невелика, интерес к таким проектам со стороны крупных компаний действительно может быть невысоким. Однако развитию мини- и микрогенерации в стране в последние годы уделяется много внимания, есть поддержка таких проектов со стороны государства, и некоторым компаниям могут быть интересны данные проекты и участие в них. Возможно, что доход тех, кто станет осуществлять данные проекты, будет небольшим, но они станут известными, что может помочь им в получении новых подобных контрактов», - оптимистичен, тем не менее, Дмитрий Баранов. 

По словам Юрия Мельникова, энергосервисные договоры – лишь одно из возможных решений для развития распределенной генерации в ИТТ, но далеко не универсальное. По словам аналитика, Агентство Дальнего Востока по привлечению инвестиций и поддержке экспорта недавно опубликовало концепцию привлечения инвесторов в развитие распределенной генерации – там описаны как различные формы контрактов, так и возможный набор стимулирующих и поддерживающих мер. «Государственная поддержка является здесь ключевым фактором успеха», - подчеркивает Мельников. В случае с Дальним Востоком за это и отвечает «РусГидро».