Что такое ВИЭ. Объясняем простыми словами
ВИЭ (возобновляемые источники энергии) — природные ресурсы или процессы, из которых получают энергию и которые по человеческим меркам являются неистощаемыми или возобновляются быстрее, чем расходуются.
Проще говоря, к ВИЭ относят солнечные, ветряные, волновые и приливные электростанции, ГЭС на средних и малых реках, геотермальные станции, биотопливо.
ВИЭ рассматривают как альтернативу ископаемым видам топлива (уголь, торф, нефть, природный газ, урановая руда). Последние тоже возобновляемые, но на это требуется гораздо больше времени и по прогнозам они могут быть исчерпаны достаточно скоро. Кроме того, при сгорании они выделяют в атмосферу углекислый газ, который способствует росту парникового эффекта и глобальному потеплению. В противопоставление этому большинство ВИЭ относят к так называемой зелёной энергетике — то есть экологически чистой, не загрязняющей окружающую среду.
Пример употребления на «Секрете»
«В последние годы использование ВИЭ становится всё выгоднее, поэтому выбор всё чаще падает на них, особенно когда речь идёт об удалённых пунктах, куда трудно доставлять ископаемое топливо для традиционной генерации».
(Начальник управления инновационного развития «РусГидро» — в колонке о мире после нефти и газа.)
Нюансы
Кроме неисчерпаемости/возобновляемости и экологичности, выделяют следующие преимущества ВИЭ:
- доступность ресурсов, обеспечивающая территориям (регионам, странам) независимость от импорта;
- возможность задействовать земли, непригодные для хозяйственной деятельности;
- безопасность — минимизация риска техногенных катастроф;
- развитие технологий и создание новых рабочих мест.
Противники возобновляемой энергетики выдвигают следующие аргументы:
- ВИЭ распределены неравномерно, и энергию приходится транспортировать на большие расстояния, чтобы доставить потребителям. С этим связаны необходимость использовать дополнительное оборудование, энергопотери и рост расходов;
- получение такой энергии нестабильно — оно зависит от природных условий, которые меняются. Необходимо создавать накопители энергии, что также требует дополнительных затрат;
- стоимость утилизации, например, солнечных батарей и ветровых турбин, достаточно высокая и требует большого расхода энергии — порой даже больше, чем они добывали;
- полный отказ от традиционных энергоносителей потребует масштабной реорганизации всей действующей системы электро- и теплоснабжения.
Некоторые возобновляемые источники энергии относятся к традиционным и не включаются в зелёную энергетику. Например, это гидроэлектростанции на больших реках и отопление дровами. Крупные плотинные ГЭС влияют на речную экосистему, а их искусственные водохранилища становятся источником выбросов парниковых газов. Сжигание дров малоэффективно с точки зрения получения тепла, но при этом связано с существенным загрязнением окружающей среды.
Тенденции
В Евросоюзе для достижения целевых показателей на 2030 год, которые предполагают сокращение выбросов парниковых газов на 55%, темпы роста альтернативных источников энергии должны утроиться. Ожидается, что в будущем страны ЕС смогут полностью отказаться от угля и газа.
Использование возобновляемой энергии поддерживают крупные несырьевые компании, такие как [IKEA] (https://secretmag.ru/news/ikea-i-semya-rokfellerov-vlozhat-po-usd500-mlrd-v-razvitie-zelyonoi-energetiki.htm), Apple, Google и др.
В России с 2014 года действует программа поддержки ВИЭ, которую продлили до 2035 года. Вице-премьер РФ Александр Новак в январе 2021 года прогнозировал, что доля ВИЭ в энергосистеме России возрастёт с 1% до 4% к 2035 году.
История
Возобновляемые источники энергии человек использовал с древних времён. Энергию солнца — для нагревания пищи и воды, энергию ветра — в парусных судах и ветряных мельницах, воды — для мельниц. А жечь древесину для тепла и приготовления пищи умели ещё пещерные люди.
Ископаемые энергоносители стали преобладать гораздо позже — со времён промышленной революции XVIII–XIX вв. При этом развитие возобновляемой энергетики не прекращалось, но отошло на второй план.
Сейчас идёт речь о так называемом четвёртом энергетическом переходе (изменении структуры энергопотребления).
Первый переход был связан с переходом от сжигания древесины на уголь, второй — с распространением нефти, третий — с использованием природного газа. Четвёртый подразумевает вытеснение всех этих ископаемых видов топлива возобновляемыми источниками энергии.
Что происходит с возобновляемой энергетикой в России
Мы уже рассматривали, как устроен мировой сектор возобновляемых источников энергии — ВИЭ. Теперь поговорим о том, как этот сектор устроен в России.
Сейчас доля ВИЭ в единой энергетической системе России не превышает 1%. А установленная мощность солнечных и ветряных электростанций составляет 1354,88 и 172,43 МВт — 0,55% и 0,07% от общей мощности.
Получше ситуация с гидроэлектростанциями: их доля составляет 20,24%.
Исправить эту ситуацию пытается правительство: для этого разработали меры поддержки. Разберемся, что это за меры и какие компании ими пользуются.
Структура установленной мощности ЕЭС России на 1 января 2020 года
| Теплоэлектростанции | 67% |
| Гидроэлектростанции | 20% |
| Атомные электростанции | 12% |
| Солнечные электростанции | 0,55% |
| Ветроэлектростанции | 0,07% |
Как правительство поддерживает ВИЭ
С 2009 года в России действует поддержка возобновляемых источников энергии — правила прописаны в утвержденном правительством документе. Изначально меры поддержки были рассчитаны на период до 2020 года, но их продлили сначала до 2024, а затем и до 2035 года. Но пока что не определены объемы ВИЭ, которые введут в эксплуатацию с 2025 по 2035, поэтому мы будем ориентироваться на объемы вводов мощностей до 2024 года.
Субсидий со стороны государства в мерах поддержки нет — они направлены только на привлечение частных инвестиций.
Вот какие меры поддержки действуют сейчас.
На розничном рынке электроэнергии предусмотрен конкурентный отбор, по итогам которого инвестор получает право на строительство объектов ВИЭ любого вида с гарантированным возвратом вложений. Срок окупаемости — 15 лет, норма доходности — 14% годовых для объектов, введенных до 1 января 2017 года, и 12% годовых для объектов, введенных после 1 января 2017 года.
Постановление от 23 января 2015 года № 47 — о стимулировании использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии
Фактическая доходность проекта может отличаться от нормы доходности. Фактическая доходность зависит от действующей доходности по государственный долгосрочным облигациям. Если действующая доходность по облигациям выше 8,5%, то фактическая доходность проекта увеличивается примерно на тот же процент превышения, а если меньше 8,5% — уменьшается в тех же пропорциях. То есть в нынешних реалиях доходность проектов ВИЭ ниже заявленной нормы.
Окупаемость обеспечивается так: устанавливается долгосрочный тариф, по которому ВИЭ будет поставлять электроэнергию, а территориальные сетевые организации обязуются эту энергию покупать в полном объеме, но не более 5% от всего уровня потерь электроэнергии этой сетевой организации.
Про уровень потерь поясню отдельно. Во всех электросетях формируются объемы потерь: из-за технологических особенностей — примерно до 2—4% , из-за степени нагрузки на сети — примерно до 6—8% , из-за экономического «воровства» — сколько угодно процентов. Все эти потери сетевая организация покупает у генераторов.
Например, генератор выработал 100 МВт·ч электроэнергии и передал этот объем сетевой организации, а до потребителя на другом конце кабеля дошло только 90 МВт·ч . В итоге генератор получит плату за все 100 МВт·ч , но за 90 МВт·ч заплатит потребитель, а за оставшиеся 10 МВт·ч — сетевая организация. Эти 10 МВт·ч и будут считаться потерями электрической энергии в сетях. Такого рода потери сетевая организация по правилам механизма поддержки обязана приобретать у объектов ВИЭ по специальному тарифу.
Как победить выгорание
На оптовом рынке электрической энергии, как и на розничном, предусмотрен конкурентный отбор проектов. Срок окупаемости и норма доходности те же . Но отбор ограничен: строить можно только солнечные, ветряные и небольшие гидроэлектростанции — мощностью до 25 МВт. Еще тут принципиально отличается метод возврата вложений.
Постановление от 28.05.2013 № 449 — о механизме стимулирования использования ВИЭ на оптовом рынке электрической энергии и мощности
Возврат вложений происходит через рынок мощности: на оптовом рынке заключаются обязательные договоры поставки мощности (ДПМ ВИЭ) между поставщиками ВИЭ и потребителями. Плата за «мощность» — это, например, плата за возможность включить электрический чайник в любое время дня и ночи, когда вам захотелось попить чай.
Чтобы энергосистема имела возможность в любой момент дать вам необходимое количество электроэнергии, формируются резервы электрических станций, которые большую часть времени могут просто стоять и ничего не производить. Но при этом они ежемесячно получают плату за мощность, потому что готовы начать вырабатывать электроэнергию по команде в любой момент.
В итоге большая часть генерирующих объектов получает две платы:
- За выработанную электроэнергию в киловатт-часах (кВт·ч).
- За мощность станции в киловаттах (кВт) — сколько она максимум может выработать в час.
Тонкость в том, что некоторые объекты ВИЭ получают плату за мощность в качестве исключения, так как технологически они не могут в любой момент выдать свою максимальную мощность по команде: нельзя заставить солнце светить ярче и ветер дуть сильнее, когда нам этого хочется.
Отбор розничных объектов проводится по решению конкретного субъекта РФ. Отбор оптовых проектов ВИЭ централизованно проводит коммерческий оператор оптового рынка — АО «АТС».
У АО «АТС» есть прямая обязанность проводить отбор, а у конкретных субъектов РФ этой обязанности нет — поэтому розничных объектов ВИЭ ощутимо меньше: объем установленной мощности розничных объектов ВИЭ на декабрь 2020 года составляет порядка 113 МВт, а объем оптовых — 2175 МВт.
Из-за такой разницы я не буду заострять внимание на розничном отборе — дальше рассмотрим только результаты оптового.
Возводимые объекты ВИЭ должны использовать отечественное оборудование, для контроля установлена целевая степень локализации — какой процент оборудования должен быть отечественного производства. Можно отдельно изучить рынок производителей оборудования для ВИЭ, используя данные об инвестированных в ВИЭ средствах за счет программ поддержки, но в этой статье рассмотрим только производителей электроэнергии.
Что там на оптовом рынке
С 2013 года коммерческий оператор АО «АТС» каждый год проводит конкурентный отбор проектов. По результатам отбора до 2024 года планируется инвестировать в строительство объектов ВИЭ в России 528,74 млрд рублей.
По планам объем установленной мощности объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 2024 года, составит 5401,5 МВт — это в 3 раза больше, чем установленная мощность объектов ВИЭ в настоящее время.
По результатам отбора видно, что большинство инвесторов в ВИЭ в России не торгуются на бирже. Но есть и те, что торгуются: это ПАО «Русгидро» и ПАО «Энел Россия». И мы можем посмотреть, что дают результаты отбора этим компаниям.
Запланированный объем частных инвестиций в строительство объектов по ДПМ ВИЭ до 2024 года в миллиардах рублей
| Ветроэлектростанции | 330,73 |
| Солнечные электростанции | 201,25 |
| Мини-гидроэлектростанции | 28,20 |
Результаты отбора проектов ВИЭ по объему отобранной мощности до 2024 года
| «Фортум энергия» («Роснано», «Фортум») | 18,51% |
| «ВетроОКГ» («Росатом») | 17,96% |
| «Ветропарки ФРВ» («Роснано», «Фортум») | 15,24% |
| «Авелар-солар-технолоджи» («Ренова») | 8,46% |
| «Энел Россия» | 6,69% |
| «Грин-энерджи-рус» («Ренова») | 5,55% |
| «Комплекс-индустрия» («Энергия солнца») | 5,55% |
| «Т-плюс» («Ренова») | 4,44% |
| «МРЦ Энергохолдинг» («Энергия солнца») | 4,44% |
| «Солар системс» | 4,17% |
| «Фортум» | 2,14% |
| «Кремниевые технологии» | 1,48% |
| «Русгидро» | 1,30% |
| АЛТЭН | 0,94% |
| НГБП | 0,92% |
| «ВетроОГК-2» («Росатом») | 0,56% |
| Оренбургская теплогенерирующая компания | 0,46% |
| «Южэнергострой» | 0,44% |
| «Энергомин» | 0,30% |
| «Евросибэнерго-гидрогенерация» | 0,25% |
| «МЭК-инжиниринг» | 0,19% |
Как дела с ВИЭ у ПАО «Энел Россия»
ПАО «Энел Россия» — международная частная энергетическая компания. Она выиграла отбор на 2020, 2021 и 2024 годы на строительство ветряных электростанций. Суммарная установленная мощность — 361 МВт, это 6,69% от всего отобранного объема до 2024 года.
Отобранные по ДПМ ВИЭ объекты ПАО «Энел Россия»
| Ветроэлектростанции | Мощность | |
|---|---|---|
| 2020 | «Азов-5» | 90,09 МВт |
| 2021 | Мурманская ВЭС-21 | 200,97 МВт |
| 2024 | Ставропольская ВЭС-24 | 71,25 МВт |
«Энел Россия» планирует вложить в строительство объектов ВИЭ до 2024 года порядка 31,4 млрд рублей. Плановая величина капитальных затрат — это верхняя планка для фактических затрат. Все затраты в пределах потолка компенсируют по правилам механизма поддержки, а затраты сверх потолка не компенсируются. Поэтому компании необходимо уложиться в 31,4 млрд рублей, но фактические затраты могут быть и меньше, и больше.
Учитывая условия механизма поддержки, «Энел Россия» инвестирует 31,4 млрд рублей на 15 лет с базовой доходностью 12% — это обеспечит компанию стабильной выручкой на уровне 6—7 млрд рублей ежегодно как минимум до 2035 года.
В структуре выручки «Энел России» к 2023 году ДПМ ВИЭ будут составлять 20%. И их доля будет расти: в 2024 году в эксплуатацию введут еще одну ветряную электростанцию, мощностью 71 МВт.
Стратегический план ПАО «Энел Россия» на 2021—2023 годыPDF, 1,6 МБ
Чистый долг, по информации компании, к 2023 году составит 42,2 млрд рублей. Это с учетом затрат на строительство еще одного объекта ВИЭ к 2024 году — 4,6 млрд рублей — и вложений в свои газовые объекты по программе модернизации тепловых электростанций — 6,8 млрд рублей. Это тоже государственный механизм поддержки с гарантированным возвратом инвестиций и доходностью, но не связанный с ВИЭ.
Учитывая, что «Энел Россия» может участвовать и в последующих отборах ВИЭ, чистый долг может расти и далее.
В 2020 году дивидендный доход по акциям «Энел России» составил около 8,5% годовых, в 2021 году дивидендных выплат не планируется, в 2022 планируют выплатить 8,5%, в 2023 — 14,6%. И есть предпосылки для того, что компания продолжит выплачивать дивиденды после 2023 года: могут закончиться капитальные вложения в проекты ВИЭ, а денежный поток от уже запущенных ВИЭ продолжит поступать как минимум до 2039 года.
Чистый долг «Энел России» в миллиардах рублей
| 2020 | 16,6 |
| 2021 | 30,5 |
| 2022 | 36,5 |
| 2023 | 42,2 |
Как дела с ВИЭ у ПАО «Русгидро»
ПАО «Русгидро» — российская государственная энергетическая компания. Она выиграла отборы на 2017, 2021, 2022 годы на строительство мини-ГЭС суммарной установленной мощностью 70,44 МВт — это 1,3% от всего отобранного объема на оптовом рынке до 2024 года.
Ввод объектов «Русгидро», которые планировалось ввести в эксплуатацию в 2017 году, введены только в 2020 году.
Реестр объектов, функционирующих с использованием ВИЭXLS, 321 КБ
Отобранные объекты «Русгидро»
| Объекты | Мощность | |
|---|---|---|
| 2017 | МГЭС «Сенгилеевская» | 10 МВт |
| 2017 | МГЭС «Барсучковская» | 5,04 МВт |
| 2017 | МГЭС «Усть-Джегутинская» | 5,60 МВт |
| 2021 | Красногорская малая ГЭС-1 | 24,90 МВт |
| 2022 | Красногорская малая ГЭС-2 | 24,90 МВт |
По информации компании, суммарная стоимость проектов оценивается в 21,7 млрд рублей — при этом заявленная на отборе суммарная стоимость составляла 11,1 млрд рублей. Суть в том, что базовые предельные капитальные затраты на строительство мини-ГЭС определены постановлением правительства — 146 тысяч рублей за киловатт. Реальные затраты «Русгидро» превысили плановые практически в два раза.
Это расхождение говорит о том, что по программе поддержки «Русгидро» вернет только 11,1 млрд рублей с базовой доходностью 12%, а оставшиеся деньги придется компенсировать как-то иначе, без гарантированного возврата и доходности.
На заявленные в отборе 11,1 млрд рублей компания будет получать ежегодно порядка 2,2 млрд рублей как минимум до 2035 года. С учетом суммарной выручки в 406,6 млрд рублей в 2019 году объем поступлений по ДПМ ВИЭ выглядит незначительным и вряд ли существенно повлияет на стоимость акций компании и дивидендную доходность, особенно если учитывать некомпенсируемые 10,6 млрд рублей.
«Русгидро» — лидер по объему установленной мощности генерирующих объектов в России — 39,9 ГВт. Разумней оценивать ее инвестиционную привлекательность с учетом традиционных механизмов поддержки и ценообразования электроэнергетического рынка, действующих в РФ, но это уже предмет другого исследования.
Лидеры России по установленной мощности генерирующих объектов
| «Русгидро» | 39,1 ГВт |
| «Газпром-энергохолдинг» | 39 ГВт |
| «Росатом» | 30 ГВт |
| «Интер РАО» | 29 ГВт |
| «Евросибэнерго» | 20 ГВт |
| «Т-плюс» | 16 ГВт |
| СУЭК | 16 ГВт |
| «Юнипро» | 11 ГВт |
Запомнить
- Доля ВИЭ в России очень мала — меньше 1%. И даже если все ближайшие планы по развитию ВИЭ реализуются, доля останется в пределах 1—3% от традиционных видов электрогенерации.
- Действующие меры поддержки объектов ВИЭ гарантируют возврат вложений с нормой доходности в 12—14% годовых на срок до 15 лет, но объемы возможных проектов ограничены.
- Более половины оптовых отборов проектов ВИЭ выиграли компании с госучастием, но акции большинства из них не торгуются на бирже.
- На российском энергетическом рынке пока что не представлены по-настоящему «зеленые» компании, торгующиеся на бирже.
- ПАО «Энел Россия» — перспективный участник российского рынка ВИЭ, но все же это представитель традиционной энергетики — оценивать целесообразность вложений в компанию лучше с учетом ее бизнеса в целом.
Возобновляемая энергетика, это, ИМХО, миф. Потому что ветер конечно бесплатный и возбновляемый, но вот аккумуляторы в ветряках нифига не возбновляемые и нифига не экологичные.
Мирный атом — вот будущее
Александр, Термоядерные электростанция-будущее, атом-настоящее.
Dim, термоядерными обещаниями нас кормят уже более 70 лет. Реального выхода пока не видно. А АЭС сегодня уже стали в несколько раз дороже, чем ВИЭ. Поэтому про АЭС уже можно забывать, как это и делают во все мире кроме России. А в России пока еще сильно атомное лобби, вытягивающее из госбюджета обманом средства на убыточные АЭС.
С электромобилями то же самое
Александр, отчасти верно. Но если брать электромобиль и обычный, то для обычного нужен и неэкологичный аккумулятор и неэко топливо, а для электромобиля только неэко аккум
Велибек, но для обычного автомобиля нужен маленький неэкологичный аккум, который служит лет 5. С электромобилями совсем другая история.
Если не ошибаюсь, то вообще самая экологичная опция это просто не покупать новую машину и использовать текущую по максимуму
Александр, нет в ветряках никаких аккумуляторов.
Александр, все аккумуляторы вместе с основным оборудованием ВИЭ по удельным инвестициям сейчас уже стали в 2-3 раза меньше, чем в атомной энергетике. Кто же в здравом уме будет вкладывать деньги в строительство АЭС, когда гораздо дешевле сегодня строить ВЭС и СЭС? Но находятся и такие инвесторы, получающие дотации из госбюджета страны. Практически это обман общественности и использование связей на высшем уровне для получения средств из государственной кормушки.
Александр, уран сам же является полезным ископаемым, но среди традиционных источников энергии при правильной эксплуатации самым экологичным. Хотя уже пошёл тренд на отказ от ядерной энергетики среди развитых стран, но для некоторых стран мира данный путь будет очень болезненным — например во Франции три четверти электроэнергии вырабатывается на АЭС. Тем более что многие правительства включили зелёную энергетику в планы восстановления экономик, равно как и развитие электротранспорта.
Александр, Да это основной параметр, "выгодная" цена в Европе искуственна за счет обложения налогами ископаемого топлива. Так же тут только цена генерации, что тоже притянуто за уши, так как ВИЭ создаёт большие расходы на аккумулирование из-за своей специфики
Александр, Точно предсказать какое количество произведет солнечная или ветряная электростанция не всегда возможно (чаще всего из-за погоды), чтобы не было перерывов в электроснабжении нужны либо большие аккумулирующие мощности либо классические топливные электростанции для подстраховки(но с более дорогим форматом работы, так как нагрузка на них будет непостоянной), это один из доп расходов, которые не любят учитывать.
Антон, на оптовых объектах ВИЭ аккумуляторы не используются. Весь объем выработки уходит сразу в сеть. Как вы правильно заметили балансировка выработки происходит за счет других станций (ГЭС, ТЭС).
Андрей, вариант с аккумуляторами тоже надо учесть, на случай если топливные станции все закрыть, мало ли
Интересно подобную статью почитать в разрезе домохозяйств — установка и срок окупаемости ветряков/солнечных станция и т.д.
тьфунатебя, не окупится
тьфунатебя, не плохая идея!
Андрей, спасибо, отличный разбор!
По микрогенерации на ВИЭ для частника я недавно разговаривала с СЕО Хевел Ритейл Николаем Поповым. Если коротко — он советует ставить комплект без аккумулятора, делать гибридную, не автономную систему, стоимость 850-900 тыс. рублей, окупаемость зависит от тарифа, который заменяем, и инсоляции в регионе. Но даже в Питере есть установки, не только в Чите.
https://youtu.be/eK0BljY39r8
Коллега, спасибо за материал!
В контексте статьи очевидно, что все очень плохо конкретно в России, но на самом деле масштаб проблемы намного больше. В Европе УЖЕ подписаны все бумаги и планы о полном технологическом переходе на ВИЭ к 2050 году, то есть это не просто уютные платонические разговорчики зелёных за чайком, а реальность, в которой они будут жить уже через 30 лет.
У нас же как будто полностью игнорируют этот факт, модернизируют угольные электростанции, рассказывая про "вторую угольную волну" и особенности климатической повестки. А через четверть века, когда, конечно, все кто сейчас принимает решения будут на пенсии, на картах Европы Россию будут как черное пятно рисовать, с соответствующими выводами о поставках оборудования и санкциями
Александр, В России не проканает, ну нет возможности у граждан платить по 30 рублей за киловатт, ради климатической повестки(которая в РФ мало кому интересна), политик, который даже заикнтется о таком обречен
Антон, Согласен. Пока себистоимость не упадет это все будет пиар и имидж направлением.
тьфунатебя, ну себестоимость это не всегда мера хорошего и правильного. Лошади были существенно дешевле (и. проще) первых автомобилей, но где они сейчас. КПД угольной электростанции, очень хорошо оснащённой — 35-40%, о какой себестоимости может идти речь?
Александр, как только машины стали выгоднее лошадей, они были очень быстро вытеснены, первые годы они были скорее игрушкой богачей и энтузиастов и иногда хорошим нишевым решением там где лошади не подходят. Сейчас у возобновляемой энергии тот же статус в РФ, никакой самоценности в ней нет, будет выгодно, то перейдём
тьфунатебя, или пока доходы населения не вырастут
Антон, какие 30 руб. вы имеете ввиду? Сегодня солнечные и ветровые электростанции дают энергию по 1,5. 3,2 руб., т.е в несколько раз меньше, чем предлагают потребителям энергосистемы. И по капвложениям СЭС и ВЭС в 2-3 раза дешевле тепловых и атомных. Как отлично сказал президент одной из американских компаний Tom Battgenbach: "Кто сегодня в здравом уме будет строить газовую электростанцию?"
Александр, то, что в европе что-то там подписали на 30 лет вперед, не значит абсолютно ничего. Китай тоже подобное заявляет. Потому что за 30 лет можно еще 30 раз все переподписать. Потому как аргумент, какие они молодцы, и какие мы отсталые — вообще не работает, потому что это лишь на бумаге все. И заявлять, что это реальность — преждевременно.
Александр, и где эта история с ВИЭ выгорела и дала дешевую энергию в масштабах страны?
Для меня новость, что ГЭС — это не ВИЭ.
Можете дать ссылку на источники, описывающие вред для окружающей среды причиненный в результате строительства ГЭС?
Sergey, согласно Федеральному закону об электроэнергетике № 35 к ВИЭ в России из гидроэнергетики относят только малые ГЭС — до 25 МВт. Остальные учтены в больших энергосистемах, хотя, конечно, это тоже ВИЭ.
Sergey, спасибо за замечание. Большие ГЭС тоже ВИЭ (традиционный источник энергии), но меры поддержки направлены на альтернативные источники энергии, есть неточность в статье в этой части. Согласен. Я не писал о том, что большие ГЭС наносят вред, а лишь то, что они оказывают большое влияние на экологию, уж не знаю положительное или губительное, не мне решать. Но влияние есть, сложно это отрицать.
Андрей, кстати, можно ли нарастить долю ВИЭ к 2035 году до четверти вырабатываемой электроэнергии в стране вкупе с закрытием угольных электростанций?
Тимур, я не вполне понимаю вопрос. С учетом ГЭС в России доля ВИЭ уже больше 20%. Также для нашей страны закрытие угольных станций будет иметь большие социально-экономические последствия, так как тысячи шахтеров останутся без работы и целые города придется расселять, это не такой простой вопрос и решаться он должен прежде всего государством. Технически угольные станции переделать под газ проще, чем решить проблему с шахтерами, а у доли ВИЭ есть технологический потолок при котором энергосистема станет неустойчивой, так что наверное ответ на ваш вопрос — можно всё, но будут последствия.
Андрей, к 2050 году развитые страны поставили цель по декарбонизации — нам нельзя от этого отставать, тем более что уже и Китай, которые 20-25 лет назад был относительно бедной страной, собирается к концу десятилетия достичь пика выбросов, а к 2060 году углеродная нейтральность. Два года назад бывший губернатор Ульяновской области Сергей Морозов поставил цель, чтобы к 2030 году треть электроэнергии региона производилась из возобновляемых источников (т.е. от солнца и ветра). Поэтому нужно что-то делать с нашей структурой экспорта, если конечно же Европейский союз вводит углеродный налог, напрямую касающийся нашей экономики. Сам же уголь в основном становится второй нефтью и его внутреннее потребление постепенно уменьшается — сам же он отправляется в Китай, Индию, другие развивающиеся страны (мы как раз получили золотой шанс в связи с вводом Китаем эмбарго на поставку австралийского угля), но та же Сибирь, являющаяся энергетической базой страны, не до конца газифицирована. Сам же с переоборудованием теплоэлектростанций с угля на газ полностью соглашусь, но здесь необходимо ужесточение экологических критериев.
Тимур, декарбонизация это не только про ВИЭ. Все идет к тому, что АЭС тоже признают как минимум углеродно нейтральной. Также есть технологии улавливания СО2 с газовых ТЭЦ и хранения их, чтобы также сделать их нейтральными. Также наши сибирские леса могут потреблять огромное кол-во СО2 и могут компенсировать долю выбросов СО2 от угольных станций, вопрос только в методологиях расчета. Также у России появились планы по развитию водородной энергетики (конечно же углеродно нейтральной), тут надо понимать, что не весь произведенный водород углеродно-нейтральный, так как электролизный от угольных станций не зачтут. Так что в вопросах декарбонизации развитие ВИЭ не является панацеей, у нас есть АЭС, ГЭС, газовые ТЭС, сибирские леса, и планы по водороду. Я не думаю, что Россия будет игнорировать тренд по декарбонизации как раз таки из-за углеродного налога.
Андрей, вот по поводу ГЭС — на великой сибирской реке Оби хотели построить ещё одну гидроэлектростанцию — в Камне-на-Оби, которая избавила бы Алтайский край от наводнений и маловодий, или например на Иртыше для орошения земель Омской области (остальные ГЭС на данной реке в Казахстане). Хотя те же ГЭС являются экологически чистым видом электроэнергии пару столетий, они несут в себя немало нюансов, включая изменение экосистемы. Так если бы на Волге не было каскада ГЭС, то она бы превратилась в сточную канаву.
Андрей, энергосистема будет оставаться устойчивой и при исключительном использовании ВИЭ, если в состав этих источников не забывать включать такие непрерывно работающие (независимо от погоды и времени года) электростанции как ТЭС на биомассе, приливные, геотермальные и т.п. станции.
Думаю что это всё шляпа.
Считаю что самой зелёной является энергия, полученная на ГЭС.
Это всё маркетинг как и электромобили.
Если мы видим конечный продукт ветряк, солнечная батарея, аккумулятор, и электроника для всего этого и автомобили. То мы не видим сколько на это всё ресурсов потрачено. И как была засрана экология при производстве всего этого. Нам не показывает это маркетинг. Иначе они не продадут.
Единственное верное решение в применении данного вида производства электроэнергии это электроснабжение удаленных объектов.
Надеюсь, те от кого это зависит образумятся. И отстанут от энергетики с этим разводом по ВИЭ.
К тому же у нас и так одна из самых чистых энергетик благодаря ГЭС и АЭС.
Что такое ВИЭ наглядно показала ситуация в Техасе.
Энел же вроде отказалась платить дивиденды, вот так дела, продала грязную угольную ТЭС и теперь денежный поток не генерится, одни убытки.
Vlad, Vlad, в Техасе замерзла газовая инфраструктура, по объему ее больше, чем ВИЭ. Так что проблема там в другом, это все описано уже. АЭС норм по СО2, но не по экологическому следу в целом, ну и о капексе даже говорить неприлично. Энергопереход есть независимо от наших желаний. Мир идет в распределенку. Да, у нас специфика, вопрос, мы этим удовлетворимся или будем двигаться, пусть и по своему пути? Пока "те, от кого это зависит" повторяют мантру, которую вы и приводите — у нас все лучше всех. Но мы не в изоляции живем. Энергопереход — это ведь и другой технологический уклад, и все по цепочке от энергетики, не только углеродный след.
Мария, а какой экологический след у ветряков? Франция тоже не в изоляции живет, а от АЭС не собирается отказываться. Распеределенка такое же мошенничество как и зеленая энергетика
Да первый мошенник Коперник, ишь чего удумал, Земля вокруг солнца вертится.
Мария, как-то комментарий не в тему, причем здесь Коперник
Технологический уклад, где наличие тока в розетке зависит от погоды? Особенно хорошо должно подойти для производственных предприятий непрерывного цикла 🙂
да с чего бы? никто не говорит о розетке от солнца. батареи все же появятся с нормальной экономикой. пока гибридная генерация везде.
а предприятия понимают, что углеродный след придется считать, доказывать и снижать, афера это или нет, таковы уже правила игры. и нас с вами не спросят, у них бизнес. это не про виэ, это шире.
В целом в мире идёт профанация зелёной энергетики, зелёная она по названию а не по экологичности. Надо внедрить наравне с НДС индекс экологичности при создании добавочной стоимости по все цепочке, НДС считают так что в целом затраты мизерные а эффект может быть огромен, как минимум такая система способна перебить есовскую которой нас чубайс пугал
". а за оставшиеся 10 МВт·ч — сетевая организация" — за всё платит потребитель электроэнергии, и за потери в сетях тоже. Просто они включены в тариф. Денежный поток обеспечивает потребитель.
Зелёную энергетику в России, по моему мнению, ждёт то же самое будущее, что и во всём мире. Россия является частью мировой экономики и всё больше включается в неё, так что никуда не денемся. Просто у каждой страны, и у России в том числе, есть и будут свои особенности. Есть регионы и отдельные поселения, где никак и ничем не заменить углеводородную энергетику в ближайшие десятилетия. Посмотрите хотя бы на Техас совсем недавно — минус 16 и у них конец света. Где ветряки, где солнечные батареи? ))
Во многом сейчас вся эта тема с зелёной энергетикой очень политизирована и ещё я не исключаю просто чисто финансового интереса определённой группы людей — все эти квоты на CO2 и прочая чушь. Я бы даже сказал, что политизация зелёной энергетики — это уже следствие того факта, что эта тема кому-то просто очень выгодна.
Насчёт России — Газпром уже осуществил поставку полностью зелёного СПГ куда-то там в Европу. Насчёт водорода они тоже репу начали чесать. Что-то да придумают. Остальные — Роснефть, Новатэк, Лукойл и т.д. — тоже думают о будущем и умеют считать деньги. А в будущем без этой зелёной фигни не заработаешь, видимо. Так что все крупные компании в России так или иначе уже что-то планируют в этом направлении. У западных компаний просто любая мелочь очень сильно пиарится, поэтому больше на слуху.
Насчёт электромобилей и т.п. — во-первых производство аккумуляторов для них и их утилизация — та ещё дрянь для природы. Где взять столько редкоземельных металлов, которые там используются? Во-вторых — откуда электроэнергия. Из тех же тепловых электростанций, которые сжигают те же углеводороды. Прибавьте к этому ещё потери в сетях, потери в самих аккумуляторах (саморазряд) и т.д. Так что про электромобили аргумент вообще нулевой, это очередной хайп технически нулевых гуманитариев. Нужно смотреть в целом на баланс выработки электроэнергии — из каких источников она берётся, и в этой статье приводится такой баланс.
Пользу электромобилей вижу в локальном улучшении экологии в городах за счёт уменьшения выбросов. Но в целом на выбросы в масштабах планеты это не повлияет, так как электричество для электромобилей вырабатывают те же тепловые электростанции.
Кто-то из зелёных был вообще вблизи ветряной электроустановки? Он слышал, сколько шума эта гигантская хрень создаёт? И этот шум так-то влияет на птиц, животных, на рыбу (если на шельфе ставят). Про это почему-то молчат.
И почему не говорят о том, что для бесперебойности поставок электроэнергии от ВИЭ нужно создавать гигантские аккумулирующие мощности? Даже технологий таких пока что нет, насколько я понимаю, чтобы от этой зелени обеспечить питание населения и промышленных предприятий. Потому что ветер и солнце — это непостоянные явления. К тому же эти ВИЭ сейчас мегадорогие, себестоимость такой электроэнергии чудовищна. В то же время тот же газ и электростанции на газе — это дёшево, надёжно и безопасно. Атомная энергетика — вообще супер.
А на каком топливе должны летать самолёты? Тоже на электричестве? )
Двигаться в сторону уменьшения различных выбросов и увеличения доли ВИЭ, бесспорно, нужно. Но подходить к этому нужно разумно. А на хайпе вокруг этого просто кто-то хорошо зарабатывает, вот и всё, используя глупышек (или хорошо проплаченных актёров) вроде Греты Тунберг.
По поводу глобального потепления — тоже бред для извлечения прибыли. Недавно, помнится, озоновыми дырами всех пугали, запрещали там фреон какой-то, и какие-то компании на этом заработали немало. Но где эти озоновые дыры сейчас? )) А там же, где будет глобальное потепление, когда те, кто этот хайп запускает, на этом заработает — просто исчезнет, как и не бывало. И придумают новую страшилку.
Вообще у планеты Земля свои циклы потеплений и похолоданий, которые ещё не изучены до конца, и может быть даже так, что человек тут вообще мало на что влияет.
И если уж говорить о возобновляемости, то углеводороды тоже возобновляемы, только на это нужно несколько миллионов лет. В масштабах вселенной это миг ))
РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Возобновляемые источники энергии: состояние российского законодательства, перспективы развития и пути совершенствования, в том числе на примере энергообеспечения изолированных территорий»
«круглого стола» Комитета Государственной Думы
по энергетике на тему «Возобновляемые источники энергии:
состояние российского законодательства, перспективы развития и
пути совершенствования, в том числе на примере энергообеспечения изолированных территорий»
23 июля 2020 г. Государственная Дума (ВКС)
Участники «круглого стола»: представители федеральных и региональных органов власти, депутаты Государственной Думы, представители энергетических компаний, отраслевых общественных организаций и объединений отмечают следующее.
В Энергетической стратегии Российской Федерации на период
до 2035 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 года № 1523-р (далее – Стратегия), отмечено, что среди крупнейших экономик мира топливно-энергетический баланс Российской Федерации является одним из самых экологически чистых (низкоуглеродных) – более трети генерации электрической энергии приходится на атомную энергетику, гидроэнергетику и другие возобновляемые источники энергии (далее – ВИЭ), около половины –
на природный газ. Вместе с тем, Стратегия предусматривает расширение номенклатуры экспорта экологически чистых энергоносителей, в том числе водорода к 2035 году до 2 млн. тонн в год. В нашей стране сформирована национальная система стандартизации, гармонизированная с международными стандартами ИСО и МЭК, позволяющая реализовать эту задачу.
Установленная мощность солнечных электростанций в Единой энергетической системе России в 2018 году достигла 0,834 ГВт, ветровых электростанций — 0,184 ГВт. Общая мощность малых гидроэлектростанций превышает 1,2 ГВт.
Механизм государственной поддержки использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности Российской Федерации посредством договоров на поставку мощности (далее – ДПМ) позволил повысить инвестиционную привлекательность возобновляемых источников энергии. Созданы и развиваются производство высокотехнологичного инновационного оборудования и рынок инжиниринговых услуг по созданию объектов солнечной энергетики и ветроэнергетики различной мощности и сложности. В ряде российских университетов появились учебные специальности, связанные со строительством, проектированием и эксплуатацией объектов энергетики с использованием возобновляемых источников энергии.
На базе российских технологий создано высокотехнологичное производство высокоэффективных гетероструктурных фотоэлектрических модулей с коэффициентом полезного действия фотоэлектрической ячейки более 23 процентов. Последние научные разработки позволяют получать устойчивую энергию при рассеянном свете, в том числе, в условиях крайне низких и высоких температур. Осуществляется процесс локализации на территории Российской Федерации производства оборудования и компонентов для ветроэнергетических установок, в том числе гондол, стальных башен, лопастей, безредукторного генератора. Развиваются компетенции в сфере проектирования, строительства, инжиниринга ветроэнергетических установок. Производится оборудование для малых гидростанций и объектов микрогенерации с единичной мощностью от 5 кВт до 1 МВт.
Основной проблемой использования возобновляемых источников энергии в Российской Федерации является их недостаточная экономическая конкурентоспособность по отношению к иным технологиям производства электрической энергии.
Основа механизма поддержки ВИЭ заложена в Федеральный закон
от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (далее – Федеральный закон № 35-ФЗ), где зафиксирована норма об обязательной покупке в приоритетном порядке электрической энергии, выработанной генерирующими объектами, функционирующими на основе использования ВИЭ, сетевыми организациями в целях компенсации потерь в сетях. Государственному регулированию подлежат цены на электроэнергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования ВИЭ квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях.
Механизм де-факто вступил в силу с принятием постановления Правительства Российской Федерации от 23 января 2015 года № 47
«О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электрической энергии».
Положения, утвержденные указанным постановлением, определили последовательность процедур, необходимых для реализации генерирующими объектами ВИЭ электроэнергии по регулируемым тарифам, и, таким образом, сформировали правовую основу для реализации механизма стимулирования использования ВИЭ на розничных рынках
Созданная в России с нуля отрасль ВИЭ благодаря масштабным инвестициям – более 650 млрд. руб. формирует в национальной экономике существенные мультипликативные эффекты. Отрасль начала формироваться всего семь лет назад, а уже сегодня аналитика показывает, что возобновляемая энергетика является серьезным драйвером социально-экономического развития страны.
К 2025 году будет введено в эксплуатацию 5,9 ГВт возобновляемой генерации, инвестиции в строительство генерации и создание промышленного кластера в России обеспечат прирост ВВП с эффективным мультипликатором инвестиций в отрасль ВИЭ, превышающим 2,2.
В сентябре 2019 года Правительство Российской Федерации предварительно утвердило параметры второй программы поддержки ВИЭ
в период 2025–2035 годов, которая, как предполагается, позволит построить примерно 7 ГВт новой генерации, солнечных и ветровых электростанций. Это в пересчете за 11 лет – около 630 МВт в год.
Сегодня средняя цена на возобновляемую энергию уже значительно снизилась по сравнению с начальным периодом (2015 год) становления отрасли (уже менее 20 руб. за 1 кВт ч).
Ожидается, что налоговые поступления в бюджеты всех уровней
к 2025 году превысят 350 млрд. руб. Будет создано 11 тыс. прямых рабочих мест, из которых до 3 тысяч – это рабочие места на вновь созданных локализованных производствах. Если программа стимулирования инвестиций в ВИЭ будет продлена до 2035 года
в запланированных объемах, строительство и эксплуатация генерации обеспечат дополнительно до 40 тысяч косвенных рабочих мест во всех отраслях экономики, в том числе благодаря углублению локализации производства.
При рассмотрении эффектов от продления программы стимулирования ВИЭ в отношении проектов ГЭС мощность менее 50 МВт необходимо отметить то, что основной объем инвестиций по проектам приходится не на год ввода, а на период в течение 4-5 лет перед вводом, что значит, что при вводе объектов в 2027-2029 гг. инвестиции в реальный сектор экономики будут обеспечены уже в краткосрочной перспективе. Проекты малых гидроэлектростанций (далее – МГЭС) оказывают прямое влияние на поставленную в Стратегии пространственного развития Российской Федерации задачу сокращения уровня межрегиональной и внутрирегиональной дифференциации социально-экономического развития субъектов Российской Федерации: рост доходной базы по налогу на прибыль, налогу на имущество и рост занятости на период строительства.
Поддержка МГЭС в механизме стимулирования ВИЭ при условии их ввода до 2027 — 2028 гг. позволит не только обеспечить заказами существующие машиностроительные предприятия на территории Российской Федерации, но и за счет привлечения внебюджетных источников финансирования увеличит эффективность государственных мер поддержки промышленности.
В странах мира наблюдается превышение объемов ввода объектов ВИЭ по сравнению с традиционной генерацией (газ, уголь, атом). Этот процесс идет с 2015 года, когда объем вводов возобновляемых источников энергии в мире превысил объем вводов традиционной генерации на 8%.
К 2030 году доля ввода ВИЭ составит 2/3 от общего объема ввода объектов энергетики: уровень соотношения достигнет 66% вводимых объектов ВИЭ и только 34% традиционной генерации.
Соблюдение принципов устойчивого развития становится важнейшим условием для инвестиций в мире, интерес к проектам с большим углеродным следом сокращается. Лидирующие энергетические компании меняют стратегии, трансформируя бизнес в пользу безуглеродной энергетики. Ключевые экономики мира ставят амбициозные цели по доле выработки возобновляемой энергетики от 20 до 50%, меняя структуру инвестиций. В США в 2030 году доля выработки ВИЭ составит 50%, в Индии – 44%, в Китае и странах Евросоюза – 35%. В то же время в России сейчас доля ВИЭ (за исключением ГЭС мощностью более 25 МВт) в энергосистеме составляет около 0,2%, и, если не будет принято никаких решений по поддержке ВИЭ, она останется на уровне 1%.
Вместе с тем, для обеспечения наиболее сбалансированного развития генерации на основе ВИЭ, в текущих условиях сырьевой базы России, необходимо обеспечить комплексный подход к определению параметров программы поддержки использования ВИЭ и правил проведения конкурсов.
Строительство ВИЭ, функционирующих на основе энергии солнца (солнечные электростанции — СЭС) и ветра (ветроэлектростанции — ВЭС), в избыточных региональных энергосистемах, не имеющих достаточных межсистемных связей с остальной частью ЕЭС, за счет стохастичного характера их выработки приводит к их нестабильности и рискам снижения надежности, а в случае, если потенциал СЭС и ВЭС с учетом избытка мощности в регионе окажется невостребованным – к неэффективному использованию средств, направляемых на поддержку данного сегмента генерации.
Для минимизации вероятности возникновения таких ситуаций при реализации проектов ВИЭ необходимо уделять особое внимание вопросу территориального планирования. В отношении уже отобранных проектов ВИЭ, реализация которых еще не началась, но может привести к возникновению негативных системных последствий, целесообразно использовать предусмотренную действующими нормативно-правовыми актами возможность переноса места их реализации.
Такое решение, помимо снятия технологических сложностей управления режимами, позволит максимально реализовать потенциал использования ВИЭ-генерации.
Важным направлением развития ВИЭ в Российской Федерации также должно стать развитие малой гидроэнергетики, обладающей колоссальным нереализованным потенциалом. Маневренность гидростанций обеспечит стабильность развития энергосистем, где динамично развиваются СЭС и ВЭС, и значительно увеличивает их совокупную эффективность.
Необоснованное искусственное ограничение на возможность реализации проектов малой гидроэнергетики накладывает существующий предельный уровень установленной мощности для единичного объекта малой гидрогенерации (25 МВт), и предельный уровень установленной мощности совокупности «старых» и «новых» гидростанций, относящихся к одному напорному фронту (50 МВт). Практика реализации проектов строительства малых в Российской Федерации, а также зарубежный опыт поддержки малой гидроэнергетики показывают необходимость и целесообразность увеличения предельной установленной мощности объекта малой гидрогенерации, что расширяет перечень возможных к реализации проектов, не оказывая значительного негативного воздействия на окружающую среду и способствуя снижению рисков наводнений при паводках.
Дополнительным ограничением для реализации проектов строительства малых ГЭС может стать введение целевого показателя экспорта гидроэнергетического оборудования, достижение которого необходимо для подтверждения производства продукции произведённого на территории Российской Федерации. Здесь необходимо учитывать, что в отличие от только развивающихся в России компетенций по производству оборудования для солнечной и ветровой генерации, отрасль гидроэнергетического машиностроения давно сформирована, а незначительный объем квоты на реализацию проектов малых ГЭС, запланированный в программе поддержки ВИЭ на 2025-2035 годов (30 млрд. руб.), не является достаточным стимулом для развития экспортного потенциала малого гидромашиностроенияительной отрасли.
Глобальный переход к низкоуглеродным технологиям создаёт для России новые возможности, но и формирует новые вызовы. Величина углеродного следа продукции становится всё более значимым критерием, который влияет не только на покупательский спрос, но и на саму возможность доступа на рынки. В Евросоюзе уже в 2021 году может быть введена система «пограничной углеродной корректировки» – по существу, дополнительных пошлин на высокоуглеродный импорт. В этих условиях российские компании нуждаются в инструментах снижения углеродного следа, одним из которых являются сертификаты, подтверждающие производство электроэнергии на основе ВИЭ или (и) на низкоуглеродных генерирующих объектах. Кроме того, нужны закреплённые на уровне федерального закона понятия прямых выбросов и косвенных энергетических выбросов парниковых газов, а также современные национальные методики их расчёта, учитывающие специфику генерации и физико-химические свойства российских видов топлива.
Изолированные энергорайоны – это территории, не присоединенные к Единой энергетической системе России, на которых электроэнергию поставляют децентрализованные источники, в основном это генераторы на дизельном топливе. Тарифы для генераторов там устанавливаются региональными властями исходя из их фактической себестоимости.
Электроэнергетика в изолированных и труднодоступных территориях (далее — ИТТ) в России характеризуется ростом производственных издержек и себестоимости производимой электроэнергии, что вызвано, прежде всего, моральным и физическим устареванием используемого оборудования и технологий, а также увеличением цен на привозное топливо для электростанций (их рост наблюдается от сравнительно высокой базы, что объясняется расположением таких территорий и климатическими условиями). Установление приемлемых тарифов на электроэнергию в ИТТ для населения и рост экономически обоснованных тарифов вызывают планомерное увеличение объема бюджетного субсидирования для компенсации разницы между ними на уровне регионов. Проблема может быть частично решена путем модернизации генерирующих объектов и внедрения передовых решений, в том числе за счет объектов ВИЭ-генерации, в результате которой будет обеспечено снижение объема бюджетного субсидирования и рост надежности электроснабжения потребителей в ИТТ.
Энергоснабжение ИТТ в России характеризуется недостаточно высоким уровнем надежности и значительными субсидиями из бюджета
(до 60-65 млрд руб. в год) на компенсацию выпадающих доходов организаций. Меры поддержки территорий носят региональный характер, не являются системными. В развитых странах проблемы энергоснабжения изолированных территорий сходны с российскими, но характеризуются системным подходом к решению. За рубежом основным направлением государственной политики в этой сфере является активное стимулирование использования ВИЭ за счет их поддержки и снижения субсидирования цен на традиционные энергоресурсы.
Опыт Российской Федерации в решении проблем изолированной энергетики
В России достаточно много технологически изолированных и удаленных систем энергоснабжения, но большая их часть расположена в зоне Дальнего Востока и районах Крайнего Севера и приравненных к нему территориях: отдельные районы Республик Саха (Якутия) и Карелия, Мурманской, Архангельской, Магаданской, Амурской и Сахалинской областей, Камчатского края, Чукотского АО, Ханты-Мансийского АО — Югры и Ямало-Ненецкого АО. Эти территории характеризуются относительно небольшой численностью населения: на северные территории приходится около 20% площади и не более 2% населения России. На удаленных территориях характерны неблагоприятные климатические условия, низкий уровень развития инфраструктуры, недостаточная обеспеченность местными видами топлива. Отмечается недостаточность источников финансирования энергетических компаний для полноценного обновления всей энергетической инфраструктуры объектов энергоснабжения на таких территориях и, как следствие, выработка электроэнергии на устаревшем энергооборудовании с низкой эффективностью работы и высоким удельным расходом топлива. Одной из главных проблем для потребителей электрической и тепловой энергии изолированных энергосистем является их недостаточная надежность. Период отключения электроэнергии на таких территориях может достигать 12-15 часов в сутки.
Важное значение для расширения зоны применения объектов микрогенерации может иметь использование водородных технологий накопления энергии, в том числе для регулирования графиков нагрузки электрических сетей.
Другой значимой проблемой является высокая стоимость энергоснабжения. Показательна разница экономически обоснованных тарифов (далее — ЭОТ) для ресурсоснабжающих организаций, работающих в централизованных энергетических системах и ЭОТ, функционирующих на удаленных территориях (децентрализованные изолированные системы). Для примера, в Республике Саха (Якутия) ЭОТ в разных зонах различаются в 5,5-6 раз. В отдельных поселениях ЭОТ на электроэнергию могут доходить до 70 руб./кВт∙ч (по данным Минэнерго России).
Повышенная себестоимость электрической и тепловой энергии в изолированных энергосистемах объясняется необходимостью завозить топливо из других районов или регионов в труднодоступные места, а также эксплуатацией оборудования в сложных климатических условиях. К основным видам привозного топлива в такие районы относится мазут, дизельное топливо, сырая нефть и уголь. Ежегодные поставки топлива на территории Крайнего Севера составляют 4,5-5 млн т нефтепродуктов и 2 млн т угля (Росстат).
Покрытие высоких тарифов не ложится в полном объеме на потребителей изолированных районов. Бремя повышенных расходов обычно делят между собой бюджеты регионов и определенные группы потребителей региона за счет перекрестного субсидирования. Население оплачивает высокие тарифы в значительно меньшей мере: ЭОТ на энергоснабжение и тарифы для населения на таких территориях обычно отличаются в несколько раз. Хотя тарифы для населения также могут превышать среднее значение по региону (зависит от региональной политики).
В России проблемы изолированных территорий являются региональными, их решение на уровне государства в целом не носит системного характера, исключение – поддержка населения за счет установления льготных тарифов. В отдельных регионах помимо этого поддерживаются прочие группы потребителей за счет установления более низкого тарифа. Интересен пример Мурманской области, в которой тариф на электроэнергию в изолированных селах для прочих групп потребителей был снижен в 2017 году с 20,53 до 7,95 руб./кВт∙ч, в ЗАТО «Островной» — с 25 до 15 руб./кВт∙ч , но с обязательством включения выпадающих доходов, которые сбытовая компания не получит в 2017 году, в ее надбавку будущих периодов. Подобные действия можно отнести к временным мерам поддержки, которые в будущем должны быть профинансированы за счет бюджета или потребителей. Среди других мер – в отдельных регионах предпочитают проводить модернизацию генерации на привозном топливе с реализацией проектов на основе ВИЭ. Эти проекты внедряются точечно, общей тенденции в регионах пока нет, хотя в 2015 году на федеральном уровне был принят ряд механизмов для их поддержки.
Международный опыт решения проблем изолированной энергетики
Во многих странах мира существует проблема обеспечения энергией изолированных территорий. Проблема проявляется в арктической части Канады, Новой Зеландии и двух регионах США: на Аляске и Гавайях. Специфика проблем энергоснабжения на Аляске и в арктической части Канады во многом сопоставима с проблемами в Сибири и на Дальнем Востоке России: обширные территории, низкая плотность населения и суровые климатические условия. Основным источником энергии там являются дизельные генераторы. Стоимость электроэнергии в отдаленных населенных пунктах Аляски может достигать 1 долл./кВт∙ч при среднем показателе по штату в 0,22 долл. и 0,13 долл. по США. В северной части Канады стоимость электроэнергии в 2,3 раза превышает среднее значение по стране. Основной мерой поддержки потребителей на Аляске выступает программа субсидий: уравнивание стоимости электроэнергии для потребителей (38,5 млн долл. в год). Однако она охватывает не все населенные пункты и компенсирует только часть расходов, оставляя возможности и стимулы для перехода на альтернативные источники энергии, которые будут экономически выгодны для компаний и населения. Применяются программы повышения энергоэффективности потребления (с целью 15%-ного роста эффективности к 2020 году). Экономия оценивается в 0,29 доллара на вложенный доллар в год.
Дополнительно реализуется поддержка ВИЭ через гранты и льготные займы через Фонд возобновляемой энергии Аляски. За 2008- 2016 годы в проекты ВИЭ по программе грантов привлечено более 200 млн долл. из государственных и частных источников. Благодаря реализации программ на Аляске активно развиваются микро-сети ВИЭ, обеспечивающие независимость и бесперебойность поставок энергии для мелких населенных пунктов. По оценкам Энергетического агентства Аляски, экономия на дизельном топливе в результате программ составит около 46,5 млн долл. ежегодно.
В арктической части Канады применяются сходные с Аляской механизмы поддержки: Северная программа REACHE, финансирующая проекты в области ВИЭ и энергоэффективности, Арктический энергетический фонд для решения проблем энергетической безопасности и программа ecoENERGY по сокращению выбросов парниковых газов в северных территориях. Однако эффективность программ и инвестиции в них значительно отстают от соседней Аляски, поэтому можно говорить лишь о незначительных изменениях в энергосистеме севера Канады в результате ее действий.
Крупные централизованные изолированные энергосистемы Новой Зеландии и Гавайев во многом аналогичны подобным российским системам. Основная проблема в Новой Зеландии – неустойчивость предложения электроэнергии. Оно во многом обеспечивается ГЭС (57%), генерация на которых падает при засухе, что приводит к значительным колебаниям цен на электроэнергию. Приватизация государственных энергокомпаний и принятие Закона об электроэнергетике (2010 год) усилили конкуренцию между энергокомпаниями. Для них введены также обязательства по компенсации цены потребителям при скачках предложения, что способствовало совершенствованию систем резервного хранения и росту надежности поставок. Интересна также реформа по отмене субсидирования ископаемого топлива (IFFSR, 2009), в результате которой увеличилась доля ВИЭ в производстве электроэнергии (с 64% в 2008 году до 84% в 2016 году).
Энергетическая система на Гавайях и ее проблемы во многом схожи с Новой Зеландией, но ситуация обостряется из-за высокой зависимости от привозных энергоресурсов (нефть и нефтепродукты). Генерация электроэнергии на основе ВИЭ занимает треть выработки электроэнергии, однако потенциал ее использования гораздо выше. Поэтому применяется стимулирование производителей ВИЭ через субсидии (гранты, займы).
Введены стандарты для энергокомпаний по производству не менее 15% энергии из ВИЭ (Министерство энергетики США). А в соответствии с новым Законом штата доля ВИЭ должна возрасти до 100% к 2045 году.
Кроме Стратегии имеется ряд нормативных актов, определяющих развитие ВИЭ на территории Российской Федерации, в том числе, на ИТТ:
1. Указ Президента Российской Федерации «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024года» от 7 мая 2018 года № 204: «гарантированное обеспечение доступной электроэнергией, в том числе за счёт развития распределённой генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии, в первую очередь в удалённых и изолированных энергорайонах» (п. 15,в).
2. Стратегия пространственного развития Российской Федерации на период до 2025 г. утвержденная Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.02.2019№ 207-р.
3. Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации (Указ Президента Российской Федерации от 13 мая 2019 года № 216): «обеспечение экономически эффективного сочетания использования систем централизованного электро- и теплоснабжения с развитием распределенной генерации электрической энергии и интеллектуализацией энергетических систем, а также с использованием местных ресурсов, в том числе возобновляемых источников энергии» (п. 27, г).
4. Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28.12.2009 № 2094-р «Учитывая наличие технологически изолированных энергорайонов и районов децентрализованного энергоснабжения, большое значение имеет повышение энергоэффективности производства электроэнергии, которое будет достигнуто за счет применения местных видов топлива и возобновляемых источников энергии» (раздел II).
5. Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года, утвержденная Президентом Российской Федерации от 20 февраля 2013 года: «В целях совершенствования системы государственного управления предусматривается оптимизация экономических механизмов «северного завоза» за счет использования возобновляемых и альтернативных, в том числе местных, источников энергии, реконструкции и модернизации выработавших ресурс энергетических установок, внедрения энергосберегающих материалов и технологий» (п.9, в).
6. Комплексный план модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года (распоряжение Правительства Российской Федерации от 30 сентября 2018 года № 2101-р): «Развитие распределенной генерации на основе возобновляемых источников энергии
в удаленных и изолированных энергорайонах» (раздел II, п. 4, задача 2).
7. План мероприятий («дорожная карта») по совершенствованию законодательства и устранению административных барьеров в целях обеспечения Национальной технологической инициативы «Энерджинет» (Постановление Правительства Российской Федерации от 28 апреля
2018 года № 830-р): «обеспечение эффективного и надежного энергообеспечения изолированных и труднодоступных территорий на основе применения гибридных систем (оптимальные комбинации технических решений — возобновляемые источники энергии, дизель, газ, местные виды топлива, инновационная генерация, накопители, системы распределения электрической энергии, системы управления)» (п. 13).
8. План модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации в изолированных и труднодоступных территориях
(от 15 августа 2019 года № 7456п-П9).
План мероприятий по реализации Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 г. (утвержден Правительством Российской Федерации от 30 августа 2016 года): «Реализация проектов по обеспечению энергоснабжения, в том числе автономного и с использованием возобновляемых источников энергии, населенных пунктов, а также военных и специальных объектов в Арктике в рамках инвестиционных и производственных программ организаций» (п. 19).
В Российской Федерации механизмом поддержки предусмотрено установление долгосрочных тарифов на электрическую энергию на ИТТ, которые должны способствовать повышению эффективности производства и снижению стоимости электроэнергии. Производители электроэнергии смогут в течение 5 лет сохранять разницу от экономии от топлива или перехода на возобновляемые источники энергии, в том числе в комбинации с дизельной генерацией. Раньше экономию могли сохранять только генераторы на чистой «зеленой энергетике». При этом производителей обязуют на протяжении пяти лет ежегодно снижать удельный расход топлива на 1 %. Также в тарифах закрепят экономию от мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности на срок их окупаемости и на два года вперед.
Указанные долгосрочные тарифы станут определенным стимулом для инвестиций в ВИЭ и в перспективе сократят субсидию Дальнему Востоку,
в которой из общего объема в 35 млрд руб. ежегодно более 10 млрд идет
на компенсацию топливной составляющей в изолированных районах.
Также разработан План мероприятий по модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации в изолированных и труднодоступных территориях, утвержденный Заместителем Председателя Правительства Российской Федерации Д. Н. Козаком от 15 августа 2019 г.
№ 7456п-П9 (далее — План модернизации).
Около 63 % установленной мощности объектов генерации в ИТТ сосредоточено в четырех регионах: Республика Саха (Якутия), Камчатский край, Красноярский край и Ямало-Ненецкий АО.
Объем субсидий на компенсацию выпадающих доходов в ИТТ
в России составил 20 млрд руб., из которых 76,8 % приходится на четыре региона: Республика Саха (Якутия) (42,5 %), Камчатский край (17,7 %), Ямало-Ненецкий АО (9,5 %), Красноярский край (7,1 %). Наиболее высокие средние по региону удельные расходы на выработку электроэнергии на объектах генерации в ИТТ отмечаются в Республике Саха (Якутия) — 42,7 руб./кВт·ч, наиболее низкие в Сахалинской области — 13,7 руб./кВт·ч.
Удельный расход условного топлива на полезный отпуск электроэнергии на объектах генерации в ИТТ составил в среднем 476 г у. т./кВт·ч.
Основных владельцев дизельных электростанций, обеспечивающих энергоснабжение изолированных населенных пунктов можно разделить
на три группы:
муниципальные организации (МУПы);
крупные компании, в том числе с государственным участием (АО);
частные компании, относящиеся к среднему и малому бизнесу.
Первая и вторая группа объединяют в себе самое значительное количество дизельных электростанций. При этом присутствует значительная ограниченность финансовых возможностей владельцев ДЭС (АО и МУП)
для глубокой модернизации ДЭС и установки современного оборудования.
При рассмотрении эффективности применения ВИЭ необходимо оперировать периодом в 20 и более лет. Основная цель Плана по модернизации – создание условий для привлечения частного финансирования. Частные инвесторы готовы рассматривать проекты со сроками окупаемости до 10 лет, при этом желаемый срок окупаемости должен составлять 5-7 лет. Имеется противоречие в части того, что наиболее эффективное для реализации оборудование требует более длительных сроков планирования и аккумулирования эффективности на протяжении 20-25 лет, хотя при этом текущая экономическая ситуация делает практически невозможным участие среднего и малого бизнеса в данном направлении, оставляя решение за крупными компаниями, лидерами отрасли, которые сейчас в основном смотрят только на оптовый рынок, так как текущие объемы в части модернизации ДЭС в изолированных территориях не видятся для них перспективными. При этом требования крупных инвесторов в части доходности начинается от показателей IRR в 15-20% и выше, это обусловлено как рискованностью, с их точки зрения, проектов
в изолированных территориях, так и отсутствием масштаба деятельности
на данном сегменте рынка для снижения значительных накладных расходов.
Наибольший потенциал для модернизации объектов генерации в ИТТ по критериям экономии расходов на топливо и срока эксплуатации (даты последнего капитального ремонта) выявлен в Республике Саха (Якутия), Камчатском крае, Сахалинской области и Красноярском крае.
Приказом Федеральной антимонопольной службы от 30 сентября 2015 года № 900/15 утверждены Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях (далее – методические указания). Согласно Методическим указаниям тариф устанавливается
на электроэнергию (руб./кВт ч) и на мощность (руб./ кВт мес). Однако при разработке методических указаний не было учтено, что, согласно Основным положениям функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации
от 4 мая 2012 г. № 442, объем электроэнергии, который может быть продан сетевой организации по специальному тарифу для компенсации потерь, должен быть подтвержден особыми сертификатами, выдаваемыми НП «Совет рынка», согласно Правил ведения реестра выдачи и погашения сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 февраля 2014 г. № 117. В указанных Правилах информация о таком товаре как мощность отсутствует. Соответственно возникает коллизия, когда тариф на мощность генерирующего объекта ВИЭ установлен, но продать такую мощность нельзя, так как сертификаты на нее не выдаются «Советом рынка».
В настоящий момент методические указания не распространяются ИТТ.
Принципы включения генерирующего объекта ВИЭ в схему и программу развития субъекта Российской Федерации:
минимизация роста цен (тарифов) на электроэнергию (мощность) для конечных потребителей розничного рынка электроэнергии (мощности);
снижение в результате реализации инвестиционного проекта стоимости электрической энергии (мощности) на соответствующей территории (изолированные зоны);
минимизация экологического ущерба;
решение социальных задач на территории реализации проекта;
публичность и открытость.
По результатам ДПМ ВИЭ 1.0 будут достигнуты следующие показатели:
производственный потенциал составит от 1,6 до 2 ГВт генерирующего оборудования ВИЭ ежегодно;
общий объем инвестиций в строительство и развитие производственных мощностей по выпуску локализованной высокотехнологичной и наукоемкой продукции превысит 40 млрд рублей;
будет создано 11 000 прямых рабочих мест, из которых до 3000 рабочих мест создано на локализованных производственных объектах;
строительство и эксплуатация генерирующих объектов на пике реализации программы обеспечит создание дополнительных 38 000 косвенных рабочих мест во всех отраслях экономики;
обеспечен прирост ВВП с эффективным мультипликатором инвестиций в рамках программы ДПМ ВИЭ, превышающим х2,2;
объем налоговых поступлений в бюджеты всех уровней составит
до 320 млрд рублей.
Для развития генерации на базе ВИЭ, особенно на ИТТ, необходимо продление указанной программы до 2035 года.
В настоящее время рассматривается 2 подхода к поддержке развития ВИЭ после 2024 года на оптовом рынке: проведение конкурентных отборов проектов ВИЭ по критерию минимизации капитальных затрат на строительство генерирующих объектов ВИЭ и по критерию минимизации одноставочной (с учетом стоимости мощности) цены электроэнергии, вырабатываемой такими объектами.
Первый подход фактически повторяет действующую конструкцию отбора и набор существенных условий и параметров заключаемых по его итогам договоров о предоставлении мощности генерирующих объектов ВИЭ (ДПМ ВИЭ), при котором основным параметром для выбора проектов являются заявляемые на отбор капитальные затраты. ДПМ ВИЭ предусматривают обязательства инвесторов построить объекты ВИЭ определенной установленной мощности и обеспечивают возврат инвестиций в строительство этих объектов. Для стимулирования выработки объектами ВИЭ электроэнергии при таком подходе необходимо нормирование коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) и применение к цене мощности штрафных коэффициентов при невыполнении требований на величину КИУМ.
Второй подход предложен Советом рынка и активно поддерживается покупателями оптового рынка. Такой подход предполагает в качестве основного параметра отбора и последующего контроля эффективности реализации проекта использовать конечную стоимость выработки на нем 1кВт-ч электроэнергии с одновременной ответственностью за поставку заявленного им при отборе объема электроэнергии.
По мнению Совета рынка и покупателей электроэнергии, организованный таким образом отбор обеспечивает не просто минимизацию затрат на строительство объектов ВИЭ, а минимизацию конечной стоимости вырабатываемой такими объектами электроэнергии с учетом затрат на их строительство и последующую эксплуатацию. Также оценка эффективности проектов по наиболее общему и важному для конечного потребителя показателю в виде стоимости 1 кВт-ч электроэнергии дает больше возможностей для инвестора в выборе наиболее эффективных технологий использования ВИЭ и обеспечивает долгосрочные стимулы для повышения конкурентоспособности ВИЭ-генерации на внутреннем и внешнем рынках. Показателем эффективности такого подхода можно считать использование в мировой практике именно такого подход для отборов и оценки эффективности ВИЭ-генерации.
При этом в качестве договорной основы в этом подходе предлагается сохранить ДПМ ВИЭ с оплатой мощности (ее стоимость будет определятся в зависимости от объема вырабатываемой электроэнергии), что позволит полностью обеспечить гарантии возврата инвестиций в строительство генерации и сохранить привычную договорную конструкцию.
Минимизация одноставочной цены электроэнергии используется при проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций и отлично зарекомендовала себя, поспособствовав кратному снижению заявляемых на отбор капитальных затрат относительного их предельной величины.
В конце прошлого года Государственной Думой принят Федеральный закон от 27 декабря 2019 года № 471-ФЗ «О внесении изменений
в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части развития микрогенерации» (далее – Закон о микрогенерации), который определил, что объект микрогенерации функционирует в том числе на основе использования возобновляемых источников энергии и используется потребителем электрической энергии для производства электрической энергии в целях удовлетворения собственных бытовых и (или) производственных нужд, а также в целях продажи.
При этом Законом о микрогенерации ограничена величина максимальной выдачи электрической энергии объекта микрогенерации
в электрическую сеть не более 15 киловатт мощности. Также Законом
о микрогенерации установлено, что гарантирующий поставщик приобретает произведенную на объектах микрогенерации электрическую энергию
по ценам, не превышающим цен на приобретаемые на оптовом рынке гарантирующими поставщиками электрическую энергию и мощность. Частью 28 1 статьи 217 части второй Налогового кодекса Российской Федерации доходы от продажи электрической энергии, произведенной
на объектах микрогенерации не подлежат налогообложению только до 1 января 2029 года.
Указанные ограничения получения электрической энергии на объектах микрогенерации не способствуют активному привлечению средств граждан и предприятий в развитие генерации на основе ВИЭ.
Основной объем ветроэнергетических установок (далее – ВЭУ) составляет комплектное оборудование, разрабатываемое, изготавливаемое и сертифицируемое производителем в соответствии с требованиями законодательства о техническом регулировании. Вопросы надежности, безопасности и эффективности такого оборудования решаются его производителем и на практике не могут быть изменены организацией, осуществляющей строительство. Строительная часть ВЭУ составляет сравнительно небольшой объем, но существующая нормативно-правовая база, к сожалению, не содержит однозначного перечня требований применимых к такому виду строительства. В связи с чем, в ходе проведения экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий к проектируемым ВЭУ предъявляются требования строительных норм и правил, выполнение которых, либо невозможно в отношении комплектно поставляемого оборудования, либо избыточно в отношении данной категории объектов, в том числе с точки зрения сложившейся мировой практики.
Участники инвестиционных проектов в сфере ВИЭ столкнулись с необходимостью оснащения каждой ВЭУ приборами коммерческого учета электроэнергии соответствующего класса точности, расположенными максимально близко к генерирующему оборудованию. Учитывая большое количество ВЭУ, высокий класс точности необходимого оборудования, строгие нормативные требования к их пусконаладке и техническому обслуживанию, отсутствие типового технического решения у производителя оборудования, влечет за собой существенные дополнительные затраты как на этапе реализации проекта, так и на этапе эксплуатации и обслуживания ветропарка. Целью данных требований является исключение возможности реализации электрической энергии потребителям помимо оптового и розничного рынка электроэнергии и стимулирование энергопроизводителей к сокращению расходов на собственные нужды. Вместе с тем, в отношении таких сравнительно маломощных и нестабильных источников электроэнергии как ВЭУ, данное требование представляется избыточным. Мировой опыт показывает, что для организации эффективного учета достаточно размещения узлов учета на распределительном устройстве — куда сходится выработанная всеми ВЭУ электрическая энергия.
Оформление документов на землю под ЛЭП 220 кВ составляет примерно 10 мес. (около 316 дней). Длительные сроки формирования документов территориального планирования для ВЛ 220 кВ по сравнению с ВЛ 110 кВ (потенциальное сокращение сроков с 316 дней до 206 дней), т.к. линии электропередачи, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше необходимо отражать на схеме ТП Российской Федерации (п.4 Приложения 2 ПП 162-р от 09.02.2012)
В соответствии с Правилами ТП, для ФСК срок на проектирование, экспертизу, оформления документов на землю под ПС и ЛЭП 220 кВ установлен 9 месяцев с момента регистрации заявки на ТП. Длительный срок оформления документов на землю для объектов ЕНЭС приводит к тому, что срок ТП к сети ЕНЭС
Пункт 2. статьи 78 Федерального закона от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» устанавливает, что для зданий, сооружений, для которых отсутствуют нормативные требования пожарной безопасности, на основе требований указанного федерального закона должны быть разработаны специальные технические условия, отражающие специфику обеспечения их пожарной безопасности и содержащие комплекс необходимых инженерно-технических и организационных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности. Данные требования излишне распространяются на ветроэнергетические станции (далее – ВЭС).
Необходимость получения решения главного санитарного врача Российской Федерации об установлении санитарно-защитной зоны ВЭС в виду отсутствия ВЭС в санитарной классификации приводит к увеличению сроков строительства ВЭС.
Иные вопросы развития возобновляемой энергетики, требующие внимания.
1. Влияние ограничительных мер связанных с коронавирусной инфекцией на реализацию проектов строительства ВИЭ.
Введение на территории Российской Федерации, а также территории иных государств различных ограничительных мер, связанных с противодействием распространению коронавирусной инфекции в период с февраля по июнь 2020 года, оказало прямое негативное влияние на своевременную реализацию инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов на основе ВИЭ. В частности, на период ограничительным мер был закрыт ряд предприятий по производству энергооборудования как на территории РФ, так и иностранных государств, были введены ограничения на перемещение рабочей силы (в т.ч. иностранных специалистов) по территории Российской Федерации и при пересечении границ РФ, перевозку строительных материалов, необходимых для продолжения и завершения строительно-монтажных работ и т.д.
Несмотря на снятие части ограничений, данная ситуация продолжает негативно влиять на сроки реализации проектов и может привести к нарушению сроков ввода объектов в эксплуатацию и в соответствии с условиями ДПМ к выплате существенных штрафов. В целях нивелирования негативных последствий от указанных мер и поддержания экономической активности отрасли ВИЭ необходимо принятие системного решения, позволяющего снизить негативные последствия от указанных ограничительных мер и поддержать инвестиционный цикл в сегменте ВИЭ, а именно: предоставление по всем проектам ДПМ ВИЭ с плановым сроком начала поставки мощности в период до 31.12.2021 возможности применения нештрафуемой отсрочки ввода объекта на срок от 3 до 9 месяцев, со смещением срока окончания ДПМ ВИЭ не более чем на 3 месяцев.
2. Защита инвестиций в сфере ВИЭ.
В рамках обсуждения новой программы стимулирования развития ВИЭ после 2024 года считаем важно предусмотреть механизмы защиты капиталоемких и долгосрочных инвестиций (в т.ч. иностранных) в сферу возобновляемой энергетики. Принятие решений об инвестициях в строительство объектов ВИЭ базируется на множестве факторов, требующих учета в финансовой модели проектов, однако возможны ситуации, полностью неподконтрольные инвестору, которые могут оказать негативное влияние на реализацию проекта и возврат инвестиций. В качестве примера можно отметить риск ежегодного пересмотра государственными органами власти долгосрочных инвестиционных программ естественных монополий в части строительства электросетевой инфраструктуры. Изменение ранее зафиксированных сроков строительства сетевой инфраструктуры оказывает негативное влияние на реализацию и окупаемость проектов в сфере ВИЭ. В целях нивелирования данных рисков, считаем целесообразным зафиксировать в законодательстве т.н. стабилизационной оговорки в течение всего периода инвестиций, гарантирует, что условия коммерческой деятельности инвестора не ухудшатся в результате изменений в законодательстве и (или) решений государственных органов власти.
3. Требования по экспорту оборудования в новой программе стимулирования развития ВИЭ после 2024 года
Проектами нормативных актов предусматривается установление для генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) с планируемым вводом в эксплуатацию после 31 декабря 2024 года, обязательных требований по выполнению показателя экспорта промышленной продукции (основного и (или) вспомогательного оборудования), работ (услуг).
Внедрение указанного механизма может привести к ситуации, при которой ответственность за экспорт энергетического оборудования будут нести такие генерирующие компании, реализующие инвестиционные проекты строительства электростанций на основе ВИЭ. Проект постановления содержит регуляторную конструкцию, при которой исполнение обязательств генерирующей компании по строительству и эксплуатации электростанций на основе ВИЭ зависит от реализации экспортной программы третьего лица — производителя оборудования, и процесс исполнения данных обязательств абсолютно неподконтролен для генерирующей компании — заказчика оборудования.
Установление обязательных требований по экспорту оборудования и штрафных санкций на оптовом рынке электрической энергии и мощности за их невыполнение нецелесообразным, т.к. данная мера существенно ограничит возможность участия генерирующих компаний, не аффилированных с производителями оборудования и не являющихся частью вертикально интегрированных компаний, в реализации инвестиционных проектов в сфере ВИЭ, а также в развитии данного типа технологии на территории России.
Кроме того, вынужденная необходимость исполнения требований по экспорту оборудования может привести к необходимости перераспределения доступного инвестиционного ресурса международных инвесторов в пользу проектов на территории других стран и соответственно, к их снижению для реализации проектов ВИЭ на территории Российской Федерации.
В связи с вышеизложенным требования по экспорту необходимо дорабатывать.
Производимые предприятиями лесной промышленности электроэнергия, тепловая энергия, горячая вода, древесное биотопливо (щепа, брикеты, пеллеты, дрова) играют очень важную роль в топливно-энергетическом балансе лесных регионов России. Включение показателя «доля древесного биотоплива в топливно-энергетическом балансе России» в Энергетической стратегии России на период до 2030 г. значительно бы способствовало развитию биоэнергетики.
Развитие использования ВИЭ, в том числе на основе биотоплива, позволит:
повысить эффективность и экологичность использования энергетических ресурсов;
снизить финансовую нагрузку на теплоснабжающие и теплосетевые организации, осуществляющие регулируемые виды деятельности на основе неэффективных и неэкологичных видов топлива (нефть, мазут, уголь);
снизить финансовую нагрузку на организации бюджетной сферы;
обеспечить развитие локальных (местных) рынков биотоплива и экспорт биотоплива.
В связи с вышеизложенным участники «круглого стола» рекомендуют:
Правительству Российской Федерации:
1. Рассмотреть возможность внесения изменений в проект постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии» в части:
введения процедуры выбора территорий для размещения объектов ВИЭ с учетом технологических и экономических аспектов работы региональных энергосистем;
уточнения порядка определения и учета показателя экспорта
по объектам ветровой и солнечной генерации (стимулирующий характер требований по экспорту — учет выполнения требований по экспорту при определении фактического уровня локализации), в том числе установив невозможность многократного заявления одной и той же выручки на несколько проектов;
исключения показателя экспорта в отношении объектов малых ГЭС;
увеличения параметра единичной установленной мощности малых ГЭС с 25 МВт до 50 МВт с одновременным увеличением ограничения суммарной установленной мощности по единому напорному фронту с 50 МВт до 100 МВт;
дополнения порядком соотнесения (пересчета) процентов вклада в степень локализации по действующей методике расчета в баллы по новой методике расчета степени локализации объекта ВИЭ;
доработать механизмы требования экспорта в новой программе ДПМ ВИЭ, который позволяет обеспечивать выполнение требований по локализации
2. Рассмотреть возможность внесения изменений в Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, предусмотрев:
установление цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, только в одноставочном выражении;
исключение требований установления двух различных тарифов на электрическую энергию и мощность и замены их одноставочным тарифом на электрическую энергию для поддержки ВИЭ на розничном рынке электрической энергии.
использование для расчета расчетов с сетевыми организациями цен, определенных по итогам конкурсных отборов;
введение раздела, регулирующего установление тарифа в изолированных энергосистемах;
введение обязательства заключать договоры по купли-продаже электрической энергии в целях компенсации потерь электрической энергии (мощности) между продавцом электроэнергии (инвестором ВИЭ) – победителем конкурсного отбора проектов ВИЭ и сетевой организацией сразу по итогам конкурсного отбора проектов ВИЭ.
3. Рассмотреть возможность внесения изменений в Правила квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 3 июня 2008 г.
№ 426, установив понятие предварительной квалификации и сократив сроки проведения процедуры.
4. Рассмотреть возможность расширения действующей государственной программы по социально-экономическому развитию Дальнего Востока и Арктики путем включения затрат федерального бюджета
на софинансирование проектов распределенной генерации (до 10 млрд руб. по проектам распределенной генерации в Арктической зоне).
5. Рассмотреть возможность наделения полномочиями институтов развития Дальнего Востока и Арктики по представлению льготного долгосрочного финансирования и определение условий выделения этого финансирования, включая рассмотрение возможности упрощения процедур действующих фондов и институтов развития на указанных территориях в части предоставления доступного финансирования для проектов в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.
6. Рассмотреть возможность наделения полномочиями институтов развития Северного Кавказа, Дальнего Востока и Арктики по проведению экспертизы проектов модернизации распределенной генерации в ИТТ, определению возможности их софинансирования из федерального бюджета и установление соответствующих критериев представления финансирования.
7. Разработать пакет мер по стимулированию привлечения бюджетных и внебюджетных источников финансирования в сфере альтернативной энергетики, включая меры налогового стимулирования.
8. Внести изменения в Федеральный закон от 26 марта 2003 года
№ 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и Налоговый Кодекс Российской Федерации в части изменения в отношении объектов микрогенерации:
исключить ограничение объема выдачи объектом микрогенерации
в электрическую сеть электрической энергии не более 15 киловатт мощности или увеличить это ограничение до 50 киловатт мощности;
установить, что гарантирующий поставщик приобретает на розничных рынках у собственников и иных законных владельцев объектов микрогенерации электрическую энергию на основе сальдирования
по розничной цене;
установить, что доходы от продажи произведенной на объектах микрогенерации электрической энергии не подлежат налогообложению
без ограничении срока действия.
9. Рассмотреть возможность внесения изменений в Федеральный закон от 23.11.2009 №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» по сохранению экономии расходов у регулируемой организации при совмещении различных источников финансирования (тарифные, бюджетные и иные).
10. Рассмотреть возможность внесения изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 №1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» в отношении распространения механизма сохранения экономии расходов на весь объем затрат при производстве электроэнергии в ИТТ (текущее регулирование предполагает сохранение экономии расходов только на топливо и не предусмотрено сохранение уровня операционных затрат на следующий долгосрочный период).
11. Рассмотреть возможность внесения изменений в Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и иные подзаконные акты по расширению механизма поддержки использования ВИЭ (без необходимости их квалификации) в конкурсных отборах, проводимых собственником объекта генерации в ИТТ в рамках мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.
12. Рассмотреть возможность увеличения объема поддержки проектов гидрогенерации мощностью до 50 МВт с 30 млрд. руб. до 70 млрд. руб.
в механизме стимулирования ВИЭ после 2025 года с целью снижения межрегиональной дифференциации, отмеченной в стратегии пространственного развития РФ, загрузки существующих производственных мощностей и создания на территории Российской Федерации в течение 2-х лет не менее одного передового центра по производству гидротурбин малой мощности всех основных групп с ежегодным производством до 25 малых гидроагрегатов в год с максимальной степенью локализации.
13. Разработать нормативные правовые акты, конкретизирующие требования в области проектирования, изготовления и сертификации как к производителям ключевого оборудования ВЭУ, так и для выполнения строительной части проекта, в частности при привязке проекта к земельному участку, выполнению изысканий, проверке и применению требований производителя оборудования.
14. Рассмотреть вопрос внесения изменений в пункт 23 постановления Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» в части предоставления возможности организации регистрации точек поставки и организации коммерческого учета электроэнергии для объектов ветроэнергетики в целом в отношении всего комплекса, используемого генерирующего оборудования.
15. Рассмотреть вопрос внесения изменений в процедуру формирования документов территориального планирования для ВЛ 220 кВ и организовать процесс по аналогии с ВЛ 110 кВ.
16. Рассмотреть вопрос исключения требований Федерального закона от 22.07.2008 №123 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (ст.78) к зданиям и сооружениям для ВЭУ путем сертификации ВЭУ как оборудования.
17. Рассмотреть вопрос внесения дополнений в пункт 7.1.10 СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» по определению санитарно-защитной зоны для ВЭС: Класс III санитарная зона 300 метров.
18. Рассмотреть возможность внесения изменений в Правила оптового рынка, утвержденные постановлением Правительства от 27.12.2010 №1172 изменений, связанных с противодействием распространению коронавирусной инфекции, в части предоставления по всем проектам ДПМ ВИЭ с плановым сроком начала поставки мощности в период до 31.12.2021 возможности применения нештрафуемой отсрочки ввода объекта на срок от 3 до 9 месяцев, со смещением срока окончания ДПМ ВИЭ не более чем на 3 месяцев.
19. Рассмотреть возможность включения в нормативные акты, планируемые к принятию о продлении программы развития возобновляемых источников энергии после 2024 года положений, направленных на защиту инвестиций в сектор ВИЭ в части внедрения стабилизационной оговорки, действующей в течение всего периода инвестиций, гарантирующей, что условия коммерческой деятельности инвестора не ухудшатся в результате изменений в законодательстве и (или) решений государственных органов власти.
20. Рассмотрение целесообразности оказания финансовой поддержки за счет средств Государственной корпорации — Фонда содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства мероприятий, направленных на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов, в том числе мероприятий по:
проведению ветрового и солнечного мониторинга (сбора достоверных данных о скорости ветра и солнечного сияния в предполагаемых местах установки генераторов электроэнергии вблизи существующих объектов генерации в изолированных и труднодоступных территориях);
модернизации дизельной (мазутной, угольной) генерации в изолированных и труднодоступных территориях с использованием возобновляемых источников энергии;
модернизации неэффективных котельных (работающих на угле, нефти, мазуте, дизеле и пр.) с переводом на биотопливо (топливные гранулы (пеллеты), брикеты, щепа);
переводу потребителей тепловой энергии на автономные возобновляемые источники энергии (в том числе биотопливо);
созданию (расширению) производств биотоплива (топливные гранулы (пеллеты), брикеты, щепа), в том числе для целей экспорта высокотехнологичной продукции.
21. Упрощение процедуры заключения энергосервисных контрактов по переводу потребителей на автономные источники ресурсоснабжения, в том числе уточнение порядка расчета экономии при изменении схемы теплоснабжения (например переход на индивидуальное отопление), либо смены вида топлива.
22. Установление норматива потребления древесного биотоплива в коммунальной энергетике субъектов Российской Федерации в зависимости от обеспечения региона этим видом топлива.
23. Для программы поддержки ВИЭ после 2024 года рассмотреть механизм проведения конкурентных отборов проектов ВИЭ по критерию минимизации одноставочной (с учетом стоимости мощности) цены электроэнергии, вырабатываемой такими объектами, положительно зарекомендовавший себя как в мировой практике отбора проектов ВИЭ, так и в России при проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций.
24. Ускорить внесение в Государственную Думу законопроектов, обеспечивающих введение системы обращения сертификатов происхождения электроэнергии.
25. Включить в законопроект о государственном регулировании выбросов парниковых газов понятие прямых выбросов и косвенных энергетических выбросов парниковых газов. Разработать национальную методику расчёта углеродной интенсивности генерации по конкретным видам топлива и технологиям производства электроэнергии.
26. Рекомендовать при планировании мероприятий по развитию водородной энергетики предусмотреть в числе приоритетных пилотные проекты по подготовке нормативно-технического обеспечения безопасности и унификации соответствующих объектов и процессов, а также по созданию опытных образцов модельного ряда типового водородного транспортно-энергетического комплекса и организации их опытной эксплуатации.
27. Ввести определение автономной гибридной энергоустановки (АГЭУ) в Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»: автономная гибридная энергоустановка – генерирующий объект электроэнергетики, технологически не связанный с Единой энергетической системой России и с технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, функционирующий на основе традиционных видов топлива, но с использованием вспомогательных возобновляемых источников энергии, а также укомплектованный при необходимости системами накопления и хранения электрической энергии.
28. Предусмотреть механизм привлечения и гарантии возврата частных инвестиций для модернизации объектов неэффективной генерации с использованием государственно-частного партнерства (концессий) и энергосервисных контрактов. При этом, предусмотреть упрощение процедур оформления концессий и энергосервисных контрактов в указанных случаях:
29. Скорректировать формулировки в перечне целевых показателей энергосбережения и энергоэффективности в Федеральном законе от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»:
юридические лица – операторы электроснабжения изолированных населенных пунктов обязаны включать в принимаемые программы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности сведения о планируемой величине экономии дизельного топлива, в том числе, в результате использования возобновляемых источников энергии$
в части сохранения экономии путем установления долгосрочных тарифов таким образом, чтобы, кроме фиксации уровня потерь при передаче энергоресурсов, было упомянута фиксация базового расхода топлива при производстве электроэнергии.
Субъектам Российской Федерации:
1. Разработать нормативные правовые акты в целях конкретизации принципов проведения конкурсных отборов для включения генерирующих объектов ВИЭ в схемы и программы развития субъекта Российской Федерации и установления формата договора, обеспечивающего
для инвестора гарантию оплаты электроэнергии по тарифу в обмен на взятые обязательства по строительству генерирующего объекта.
2. В целях минимизации сроков по предоставлению и оформлению земельных участков в границах населенного пункта для размещения новых объектов ВИЭ в ИТТ разработать упрощенный порядок и подготовить изменения в соответствующие нормативно-правовые акты.
3. Использовать вспомогательные энергоустановки на основе ВИЭ для вновь создаваемых генерирующих объектов, в том числе функционирующих на основе использования традиционных ресурсов (дизельного топлива), в том числе, в рамках реализации Федерального закона от 1 мая 2016 г. № 119-ФЗ «Об особенностях предоставления гражданам земельных участков, находящихся в государственной или муниципальной собственности и расположенных на территориях субъектов Российской Федерации, входящих в состав Дальневосточного федерального округа, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
4. Субъектам Российской Федерации, входящим в состав Дальневосточного федерального округа, рассмотреть вопрос о направлении экономии средств бюджетной системы Российской Федерации, возникающей за счет механизма выравнивания тарифов на электрическую энергию в Дальневосточном федеральном округе, на финансирование создания и размещения автономных гибридных энергоустановок в изолированных и труднодоступных территориях.
Деньги на «ветер»: как построить бизнес на возобновляемых источниках энергии?
На примере первой ветровой электрической станции рассказываем о том, как создать проект в сфере развития альтернативных источников энергии и превратить его в бизнес.
Нашли опечатку или ошибку? Выдeлите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter.
Альтернативные источники энергии — это природные явления, которые путем преобразования в специальных установках превращаются в тепловую или электрическую энергию. К ним относят солнечное электромагнитное излучение, кинетическую энергию движения воздушных масс (ветер), кинетическую энергию водного потока (реки), энергию морских приливов и отливов и тепловую энергию горячих источников. Ранее в подкасте «Полтора градуса» мы уже рассказывали, как и зачем использовать возобновляемые источники энергии.
Как используют энергию ветра в мире?
В последние годы освоение энергии ветра происходит весьма стремительно по всему миру. Лидерами на данный момент являются Китай и США. Однако и остальной мир постепенно развивает это перспективное направление зеленой энергетики, базирующейся на неисчерпаемом природном ресурсе, — энергии ветра.
Энергия ветра может быть преобразована в три вида энергии: кинетическую — полет на воздушном шаре, движение парусных кораблей; механическую энергию — для перекачивания воды или помола муки ветряными установками; и в электрическую — установление ветрогенераторов для производства электрической энергии.
Одним из основных причин установления ветроэлетрических конструкций по всему миру является то, что это полностью возобновляемый источник энергии, в процессе которой полностью отсутствуют вредные выбросы. Отсутствуют как любые парниковые газы, так и какие бы то ни было отходы производства. Данная технология экологически безопасна. Более того, сама ветряная установка не занимает большого пространства, так как основные рабочие части таких генераторов расположены на значительной высоте над землей.
По словам экспертов, в данное время 80% жителей земли используют электроэнергию и тепловую энергию. Оставшиеся 20% населения до сих пор остается без доступа к энергии. Это страны Африки, Азии. Страны, которые являются лидерами по использованию ВИЭ, это Германия и Испания. Они далеко продвинулись по получению альтернативных источников энергии. Солнечную и тепловую энергию широко используют в США и Китае. Бразилия реализует крупнейшую в мире программу использования возобновляемых источников энергии путем производства топлива из сахарного тростника.
По данным российской «Открытой школы устойчивого развития», в странах Центральной Азии самый высокий процент использования возобновляемой энергии в Таджикистане — 45% и Кыргызстане — 23%. В Азербайджане, Украине, Казахстане, России, Узбекистане в среднем только 3% всей энергии генерируется возобновляемыми источниками.
Как используют энергию ветра в Казахстане?
Согласно исследованию, альтернативная энергетика, или зеленая энергетика с каждым днем становится все актуальней в Казахстане, что влияет на развитие ВИЭ.
По прогнозам IRENA — Международного агентства по возобновляемым источникам энергии — установленная мощность объектов ВИЭ должна вырасти в 10 раз, чтобы к 2050 достичь целей Парижского соглашения, которое Казахстан ратифицировал в 2016 году и обязался сократить выбросы парниковых газов на 15% к 2030 году путем мобилизации инновационных решений с участием частного сектора.
Наибольший показатель производства ВЭИ на территории Казахстана наблюдается в Павлодарской области. Суммарное производство составляет 44,336 кВт ч. В среднем, соотношение производства к потреблению энергии в данной области равно 213.9%.
Ежегодное потребление электроэнергии возрастает на 15-20%, что в последствии наносит непоправимый вред окружающей среде. В таких реалиях необходимо снижать количество потребляемой энергии, так как, по прогнозам ученых, дефицит электроэнергии в Казахстане наступит в ближайшие пару лет. На данный момент, потери электричества составляют примерно 14%.
Какие компании принимают участие в развитии ВИЭ в Казахстане?
В Казахстане запущено несколько проектов с участием «Самрук Казына», «Самрук Энерго», Kegoc. В солнечную станцию в Капчагае инвестирует китайская компания Universal Energy. Итальянская компания нефтяного гиганта Eni финансирует ветровые электростанции Банамша в Акмолинской и Туркестанской областях. «Казмунайгаз», «Арселлор Миттал Темиртау», Shell, тоже инвестируют большие средства в ВИЭ.
ТОО «Первая ветровая электрическая станция» — это первый проект в Казахстане в сфере развития альтернативных источников энергии. ПВЭС является дочерней компанией ТОО «Samruk-Green Energy». В этом материале Станислав Агафонов — инженер производственно-технического отдела расскажет о деятельности проекта и о дальнеших этапах его развития.
Как появился проект?
В рамках Послания Президента был принята стратегия по развитию зеленой энергетики. АО «Самрук-Энерго», исполняя поручение Главы государства и намеченный Правительством Казахстана путь развития, приступило к освоению возобновляемых источников энергии. Для реализации проекта в этой области 27 июня 2011 года было создано ТОО «Первая ветровая электрическая станция» (далее ПВЭС), которое является дочерней компанией ТОО Samruk-Green Energy. Наш проект был учрежден для реализации проектов в области возобновляемых источников энергии, а именно строительство ветровых электрических станций.
Мы вырабатываем электроэнергию, которая передается в общую республиканскую сеть, а в дальнейшем уже просто распределяется по системным операторам. За все время существования, мы сэкономили около 60 тысяч тонн угля.
Первые шаги на пути внедрения альтернативной энергетики уже предприняты. В планах компании — расширение мощности выработки энергии до 300 мегаватт. Реализация проекта ветряной электростанции представляет собой первый шаг на пути внедрения альтернативной энергетики, которая приведет к сокращению выбросов парниковых газов, выработке электрической энергии, в объеме более 172 млн кВт/час в год без расхода углеводородного топлива, сэкономив при этом более 60 тыс. тонн угля и повысить надежность поставок электроэнергии в регионе.
Может ли в Казахстане образоваться дефицит электроэнергии?
Точной информации по этому вопросу нет, так как наша энергия нестабильна. Грубо говоря, если ветер есть, мы вырабатываем электроэнергию, а если нет — то нет. У нас нет сильного влияния на республиканский общий рынок электроэнергии и на его баланс. Но наша электроэнергия используется для тяговых подстанций на линии железной дороги.
Данная электроэнергия на республиканском уровне в принципе бесполезна, потому что нестабильна. Она идет на тяговые подстанции, на железную дорогу, но дефициты не покрывает. Это все могут покрыть традиционные источники энергии, например, ТЭЦ или ГРЭС.
Мы уже шестой год вырабатываем электроэнергию, и за это время ветровая электрическая станция произвела уже 500 млн кВт/час электроэнергии.