CC BY
148
1. Минин В. А. Ресурсы нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Мурманской области и приоритеты их использования // Вестник Кольского научного центра РАН. 2010. № 1. С. 94-101.
2. Дмитриев, Г. С. Оценка возможного влияния крупных ветропарков на долгосрочные режимы работы ГЭС Кольского полуострова / Г. С. Дмитриев, В. А. Минин // Технико-экономические и электрофизические проблемы развития энергетики Севера. Апатиты: Изд. Кольского научного центра. 2006. С. 30-39.
3. Энергия ветра — перспективный возобновляемый энергоресурс Мурманской области / Минин В. А., Дмитриев Г. С., Иванова Е. А., Морошкина Т. Н., Никифорова Г. В., Бежан А. В. / Препринт. Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2006. 73 с.
4. Абросимова А. А. Ветропарк в районе 81 км автодороги Мурманск-Териберка / Научно-технические проблемы развития энергетики Севера. Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2009. С. 30-34.
5. Зубарев, В.В. Использование энергии ветра в районах Севера / В.В. Зубарев,
B. А. Минин, И. Р. Степанов. Л.: Наука, 1989. 208 с.
6. Минин, В. А. Опыт монтажа и первого года эксплуатации сетевой ветроэнергетической установки около г. Мурманска / В. А. Минин, Г. С. Дмитриев // Электрические станции. № 2. 2004. С. 71-73.
7. Возобновляемая энергетика на Кольском полуострове (Реестр установок в Мурманской области, работающих на возобновляемых источниках энергии). Мурманск: МРОЭО «Беллона-Мурманск». 2014. 26 с.
8. Fedorov, O. V. Alternative energy sources for remote customers / O. V. Fedorov, M. M. Kuznetsov // Вюник Вшницького полтехшчного шституту. 2015. № 6 (123). С. 141-144.
9. Попов Г. Н. Электрификация отдаленных поселений Мурманской области // Повышение энергетической эффективности в региональной энергетике Мурманской области: Сб. статей по материалам «ENES». М.: Перо, 2015.
C.22-23.
Сведения об авторе Минин Валерий Андреевич
заведующий лабораторией энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл.почта: minin@ien.kolasc. net. ru
УДК 621.472:621.311.24:621.311.213 О. Е. Коновалова
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ИТОГИ РОССИЙСКОЙ ПРОГРАММЫ ПОДДЕРЖКИ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ НА ОСНОВЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
Аннотация
Проанализирована программа государственной поддержки развития ВИЭ на оптовом и розничном рынке электроэнергии. Выявлены проблемы, трудности и узкие места, с которыми сталкиваются инвесторы. Приведены примеры уже построенных объектов, работающих на основе возобновляемых источников энергии. Ключевые слова:
Возобновляемые источники энергии, государственная поддержка, оптовый и розничный рынки электроэнергии.
O. E. Konovalova
PRELIMINARY RESULTS OF THE RUSSIAN PROGRAM
TO THE DEVELOPMENT OF GENERATION
ON THE BASIS OF RENEWABLE ENERGY SOURCES
Abstract
The article analyzes the state program to support the development of renewable energy in the wholesale and retail electricity market. The problems, difficulties and bottlenecks encountered by investors are revealed. Examples of already constructed objects, working on the basis of renewable energy sources are given. Keywords:
Renewable energy sources, state support, wholesale and retail electricity markets.
Полноценно программа поддержки развития возобновляемой энергетики в России вступила в действие с принятием Постановления Правительства РФ № 449 от 28 мая 2013 г. В нем были определены следующие механизмы поддержки:
1. На оптовом рынке мощности и энергии (для объектов генерации более
5 МВт):
• специальный механизм торговли мощностью от установок возобновляемых источников энергии (ВИЭ);
• предоставление субсидий на компенсацию технологического присоединения в размере, не превышающем 50 % стоимости и не более 30 млн руб.
2. На розничном рынке (для объектов генерации ВИЭ мощностью до 25 МВт) дополнения были внесены Постановлением № 47 от 23 января 2015 г.:
• обязанность сетевых компаний покупать энергию ВИЭ по регулируемым ценам в объеме 5 % от планируемых в очередном году потерь;
• в изолированных энергосистемах - установление долгосрочных тарифов на покупку энергии от объектов ВИЭ на период окупаемости (15 лет);
• включение проектов ВИЭ в Федеральные целевые программы.
Для участия в программе государственной поддержки и на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности проводятся конкурсные отборы проектов строительства объектов ВИЭ по критерию наименьших капитальных затрат, включающих стоимость технологического присоединения к ЕЭС России. Но на оптовом рынке это делает Ассоциация "Некоммерческое партнерство Совет рынка" ("НП Совет рынка"), а на розничном рынке конкурс проводится субъектом Федерации. Определены предельные значения капитальных затрат на строительство применительно к каждому виду источников возобновляемой энергии и на каждый год до 2020 г. (табл. 1). При этом Правительством РФ закладывается среднегодовое снижение капитальных затрат на 1 кВт
установленной мощности ветровых станций (ВЭС) в размере 0.1 %, солнечных электростанций (СЭС) - 2 %.
Ежегодно правительство изменяет лимиты капитальных затрат с целью их минимизации.
Постановление № 449 установило также следующие удельные эксплуатационные затраты на 2012 г. (они подлежат индексации применительно к последующим годам) для компенсации затрат (табл. 2).
Таблица 1
Предельные удельные капитальные затраты в проекты ВИЭ, руб/кВт
Вид объекта ВИЭ Годы
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Солнечные ЭС 116 451 114 122 111839 109 602 107 410 105 262 103 157
Ветровые ЭС 65 762 65 696 65 630 65 565 65 499 65 434 65 368
Малые ГЭС 146 000 146 000 146 000 146 000 146 000 146 000 146 000
По результатам конкурсных отборов заключаются договора о предоставлении мощности (ДПМ ВИЭ) между отобранными инвесторами, потребителями и ОАО "Центр финансовых расчетов". Заключая договор ДПМ ВИЭ, инвестор принимает на себя обязательство по строительству и вводу в эксплуатацию нового генерирующего объекта в определенный срок. Ему, в свою очередь, гарантируется покупка мощности и возмещение экономически оправданных затрат на строительство. Договора заключаются на 15 лет.
Таблица 2
Предельные эксплуатационные затраты, руб/МВт
Вид объекта ВИЭ Удельные эксплуатационные затраты
Солнечные ЭС 170 000
Ветровые ЭС 118 000
Малые ГЭС 100 000
В течение этого времени мощность, поставляемая генерирующим объектом ВИЭ, будет оплачиваться по повышенным ценам. Плата за мощность осуществляется ежемесячно. Цена определяется коммерческим оператором оптового рынка — Администратором торговой сети (АТС) — после прохождения процедуры квалификации генерирующего объекта. Определение платы за мощность -- процедура сложная, она учитывает целевой коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), определенный для каждой технологии (ВЭС — 0.25, СЭС — 0.13, малые ГЭС — 0.3), степень использования отечественного оборудования при реализации проекта (коэффициент локализации) и штрафные коэффициенты за невыполнение целевой степени локализации (для ВЭС и малых ГЭС — 0.45, для СЭС — 0.35), а также норму доходности, величину прогнозной прибыли и многое другое [1].
В изолированных районах, технологически не связанных с ЕЭС (Калининградская, Архангельская области, Республика Коми, часть районов Сибири и Дальнего Востока), для проектов, победивших в конкурсе и
построенных инвестором, долгосрочный тариф для возврата инвестиций устанавливается региональными органами исполнительной власти. Но пока нет документов, определяющих нормативы предельных капитальных затрат, и нет методики определения долгосрочных тарифов (они еще только ожидаются). Генерирующий объект должен быть внесен в схему и программу территориального развития электроэнергетики региона, и так же, как на оптовом рынке, должен пройти квалификацию и быть оборудованным средствами коммерческого учета электроэнергии. При этом электроэнергия, вырабатываемая ВИЭ, продается гарантирующему поставщику, определенному на этой территории. Возникает необходимость получения, учета и погашения сертификатов, полученных за выработанную электроэнергию от ВИЭ. На оптовом рынке такого нет. Срок возврата инвестиций и там, и там определен в 15 лет, при этом имеются различия лишь в определении нормы доходности для объектов ВИЭ на изолированных территориях.
За прошедшие годы четыре раза проводились конкурсные отборы проектов на строительство возобновляемых источников энергии. Основная масса предложений относилась к созданию солнечных электростанций (95 % от целевых показателей до 2020 г.). На сооружение ВЭС было подано заявок на 16 % от целевых показателей и всего на 12% — малых ГЭС. Итоги конкурсных отборов проектов представлены в табл. 3.
Таблица 3
Итоги проведенных отборов проектов ВИЭ [2]
Тип Год Объемы, МВт
целевой показатель отобранные в 2013 г. отобранные в 2014 г. отобранные в 2015 г. «свободные» % выборки
СЭС 2014 120 35,2 - - - 29
2015 140 115 25 - - 100
2016 200 149 40 10 - 100
2017 250 100 155 - - 102
2018 270 - 285 - - 106
2019 270 - - 270 - 100
Итого по СЭС 1250 399.2 505 280 0 95
ВЭС 2014 - - - - - 0
2015 51 - 51 - - 100
2016 50 15 - 35 - 100
2017 200 90 - - 110 45
2018 400 - - - 400 0
2019 500 - - - 500 0
Итого по ВЭС 1201 105 51 35 1010 16
ГЭС 2014 18 - - - - 0
2015 26 - - - - 0
2016 124 - - - - 0
2017 124 - 20.6 - 103.4 17
2018 141 - - - 141 0
2019 159 - - 49.8 109.2 31
Итого по ГЭС 592 0 20.6 49.8 353.6 12
Итого 3043 504.2 576.6 364.8 1363.6 48
В результате в России за 2014-2019 гг. должно быть построено 1154.2 МВт СЭС, 191 МВт ВЭС и 70.4 МВт мини-ГЭС. Конкурентная борьба возникла между проектами по строительству солнечных электростанций со сроками ввода в 2015, 2017 и 2018 гг. Это объясняется тем, что строить СЭС выгоднее, чем ВЭС и малые ГЭС. При сопоставлении эксплуатационных затрат, которые компенсируются платой за мощность, можно сделать вывод, что затраты для солнечной генерации значительно превышают аналогичные затраты для ветровых и малых гидроэлектростанций.
К тому же выполнение требования по локализации оборудования и работ на территории Российской Федерации при более подготовленной производственной базе по солнечной энергетике привело к значительно большему спросу со стороны инвесторов к этому виду возобновляемой энергетики. Свою роль также сыграли простота и легкость установки, монтажа и обслуживания оборудования солнечных электростанций. В последние годы в России в основном благодаря трансферу (передаче и внедрении) технологий стали развиваться:
• производство фотоэлектрических преобразователей (ФЭП) на основе кристаллического кремния;
• производство тонкопленочных ФЭП на основе аморфного кремния (благодаря совместным усилиям швейцарской компании Oerlikon, российской частной бизнес-группы Renova Group и Физико-технического Института им. А. Ф. Иоффе);
• производство каскадных фотоэлектрических преобразователей для космических солнечных батарей (ОАО «НПП Квант»).
В 2011 г. при содействии компаний «Ренова» и «Роснано» был введен в строй завод «Хевел» по производству солнечных модулей в Чувашии мощностью 120 МВт в год. Еще планируется строительство заводов мощностью по 200 МВт в Мордовии и Татарстане.
Уже построены такие мощные солнечные электростанции, как Кош-Агачская СЭС (Республика Алтай), Переволоцкая СЭС (Оренбургская область) мощностью 5 МВт каждая (рис. 1), Абаканская мощностью 5.198 МВт, Сакмарская солнечная фотоэлектрическая станция им. А. А. Влазнева мощностью 25 МВт (Оренбургская область) [2]. А если учесть около 400 МВт мощности Крымских СЭС, вошедших в состав России, то можно сказать, что страна сделала первые энергичные шаги в области развития солнечной энергетики.
Последний конкурс, который прошел в декабре 2015 г., характеризуется увеличением мощности предлагаемых к строительству электростанций. Так, ООО «Солар Системс» собирается возвести вторую очередь Старомарьевской СЭС в Ставропольском крае на 50 МВт.
Самой крупной солнечной электростанцией, которая должна заработать в 2019 г., будет СЭС мощностью 60 МВт в Оренбургской области. Ее намерено
построить ПАО «Т Плюс» — компания, в которую входят активы ТГК-5, ТГК-6, ТГК-9 и Волжской ТГК.
И есть еще резервы: «По последним исследованиям экономический потенциал солнечной радиации в Российской Федерации для выработки электроэнергии составляет 146.9403 т. у. т., что соответствует около 3-106 м2 фотоэлектрических модулей общей мощностью 400 МВт с годовой выработкой электроэнергии 438 млн кВт-ч» [4]. Но пока из-за недостаточно развитой собственной производственно-технологической базы стоимость 1 кВт установленной мощности СЭС остается высокой (например, стоимость 1 кВт установленной мощности вновь введенных Абаканской и Орской СЭС составляют 115 и 120 тыс. руб. соответственно).
б
Рис. 1. Первые мощные солнечные электростанции в России [3]: а - Кош-Агачская солнечная электростанция (с. Кош-Агач, Республика Алтай); б - Переволоцкая солнечная электростанция (Оренбургская область)
Сооружение ветроэлектрических станций идет несколько медленнее, чем ожидалось. По оценкам специалистов, основные сложности здесь связаны с выполнением требования по локализации производства в поставленные сроки (табл. 4).
Несмотря на то, что в России есть порядка 15 предприятий по производству ВЭУ малой мощности, отечественная промышленность не производит ни башен, ни лопастей, ни генераторов. Поэтому инвесторы, вкладывающие деньги в строительство ВЭС, получают субсидии от государства с понижающим коэффициентом. Сооружение ВЭС сегодня не выгодно. К тому же возникают сложности с землеотводом площадок под строительство ветропарков и присоединением ВЭУ к сетям. Наблюдая такую ситуацию, правительство несколько смягчило требования по степени локализации оборудования в июле 2015 года и расширило сроки реализации государственной программы поддержки ВИЭ до 2024 г. Так, например, для ВЭС первоначальные цифры были такими, %: 2015 г. — 55, 2016 г. — 65, 2017 г. — 75.
Таблица 4
Целевые показатели степени локализации объектов генерации на основе ВИЭ (с учетом изменений, утвержденных 28.07.2015) [2]
Электростанция Год ввода Целевой показатель
в эксплуатацию степени локализации, %
ВЭС с 2015 по 2016 25
2017 40
2018 55
с 2019 по 2024 65
СЭС с 2014 по 2015 50
с 2016 по2024 70
Мини-ГЭС с 2014 по 2015 20
с 2016 по 2017 45
с 2018 по 2024 65
Преодолевая трудности, в 2014 г. были построены и квалифицированы четыре ветроустановки разной мощности в Оренбургской области (с. Тамар-Уткуль), Белгородская ВЭС (х. Крапивенные дворы), а в 2015 году была квалифицирована ВЭС Тюпкильды (Башкортостан) мощностью 2.2 МВт, построенная в 2002 г.
Интерес инвесторов к строительству ветропарков слабый. Если в 2013 году отбор прошли семь проектов на 105 МВт, то в 2014 и 2015 гг. — только по одному. В 2014 г. победителем стало ООО «АЛТЭН», которое намерено построить и запустить первую очередь Приютненской ВЭС мощностью 51 МВт в Калмыкии. А в 2015 г. отбор прошла ВЭС «Фортум-Симбирская» на 35 МВт, которую планируют построить в Ульяновской области. Её запуск запланирован на 2016 г. предполагаемые затраты на строительство составляют 155 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности. Инвестором является финская компания ОАО «Фортум» [5].
Несмотря на то, что в конкурсных отборах практически не участвуют мелкие компании, есть сложности с получением кредитов (из-за высоких процентных ставок, превышающих доходность по ДПМ) и с получением банковских аккредитивов, Российская ветроэнергетика не стоит на месте. Проекты ВЭУ различной степени готовности представлены на рис. 2.
В области малой гидроэнергетики тоже есть некоторые успехи. За последние годы были построены и прошли квалификацию как источники, работающие на возобновляемой энергии, три малые ГЭС в Карелии (рис. 3, МГЭС Каллиокоски, Рюмякоски и Ляскеля), Новокарачаевская МГЭС и Ичаловская ГЭС (Нижегородская область). В 2017 г. должны быть введены 3 объекта малых ГЭС суммарной установленной мощностью 20.6 МВт, прошедшие конкурсный отбор. Это Барсучковская и Сенгилеевской МГЭС в Ставропольском крае (5.04 и 10 МВт соответственно) и Усть-Джегутинская малая ГЭС
Рис. 2. Российский рынок проектов ВЭС [6]
и)
в
Рис. 3. Малые ГЭС Карелии: а - ГЭС Каллиокоски; б - ГЭС Рюмякоски; в - ГЭС Ляскеля
в Карачаево-Черкесии мощностью 5.6 МВт. Последний отбор в декабре 2015 г. прошли два объекта гидрогенерации — малые Белопорожские ГЭС на реке Кемь в Карелии мощностью по 24.9 МВт каждая. В обоих случаях начало поставок мощности запланировано на 2019 г., плановые капитальные затраты составляют 174 тыс. руб. за киловатт установленной мощности. Инвестором является ЗАО «Норд Гидро». Сложности со строительством малых ГЭС, в основном, связаны с получением гарантий от генерирующих компаний, работающих на оптовом рынке и имеющих не менее 2 ГВт мощности, или предоставлением аккредитива для участия в конкурсах. Так предусмотрено законом. А это, в свою очередь, приводит к увеличению стоимости проектов. Окупаемость же затрат на обслуживание гарантии или аккредитива, как говорят представители ЗАО «Норд Гидро», маловероятна.
С локализацией оборудования для малой гидроэнергетики особых проблем нет. На территории России давно и надежно производят гидротурбинное оборудование такие фирмы, как МАГИ-Э, ИНСЭТ, "Энергопром", ОАО "Силовые машины", "Тяжмаш" (г. Сызрань), АО "ЛМЗ" (г. Санкт-Петербург) [7]. Но качество импортного оборудования все же остается лучше.
Несмотря на господдержку, трудности с вводом в эксплуатацию проектов, отобранных на первых конкурсах, существуют. Так, в декабре 2015 года должны были заработать три солнечные электростанции общей мощностью 35.2 МВт, но этого не произошло. Одна из них принадлежит «Евросибэнерго», а две другие ГК «Энергия солнца». За просрочку ввода по договорам о предоставлении мощности предусмотрены штрафы в размере 25 % цены мощности за каждый месяц задержки. Правда, учитывая сложную экономическую ситуацию в стране, НП «Совет рынка» поддержал решение об отмене штрафов в первый год задержки ввода станций на ВИЭ и продлении максимального срока задержки с одного года до двух лет [8].
Другой актуальной проблемой являются низкие предельные капитальные затраты (табл. 1). Они были рассчитаны, исходя из курса доллара на 2012 г., в настоящее время по оценкам экспертов их необходимо увеличить на треть.
Указанные трудности и недостатки программы поддержки развития генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии хоть несколько и тормозят развитие возобновляемой энергетики в России, но не являются критичными. А совместная работа НП «Совет рынка» со всеми заинтересованными сторонами на оптовом рынке электроэнергии приводит к корректировке и изменению «правил игры» в позитивном направлении.
В настоящее время возобновляемые источники энергии пока еще дороги, но они уже конкурентоспособны в децентрализованных и изолированных системах. Как известно, 2/3 территории нашей страны, на которой проживает около 20 млн чел., находится в зоне децентрализованного и автономного электроснабжения. К ним относятся северные регионы Арктики и Дальнего Востока. Эти районы характеризуются наличием множества обособленных, потребителей, жизнеспособность которых напрямую зависит от обеспеченности дизельным и котельным топливом. Северный завоз органического топлива -одна из основных проблем для населения, администраций арктических регионов. Себестоимость электроэнергии здесь доходит до 30 руб/кВт-ч. Перспективы внедрения ВИЭ для электро- и теплоснабжения населения в этих районах огромны. На оставшейся трети территории с централизованным электроснабжением нередко возникают проблемы с надежностью электроснабжения и подключеним к сетям. При этом газифицировано около 50 % городских и не более 35 % сельских поселений [9]. Поэтому и здесь есть рынок потребителей возобновляемых источников энергии, а «локальная или
островная генерация является эффективным решением для многих потребителей» [8]. К тому же технологии производства электроэнергии из возобновляемых источников в мире стремительно дешевеют.
Выводы
1. С 2013 г. в России действует государственная программа поддержки развития возобновляемых источников энергии. Было проведено четыре конкурсных отбора проектов, основная масса которых приходится на солнечные электростанции (95 % от целевых показателей до 2020 года). ВЭС составляют 16 % и малые ГЭС — 12 % от целевых показателей.
2. Основные сложности в возведении ветроэлектрических станций и малых ГЭС связаны с отсутствием производственно-технологических производств на территории России или недостаточным качеством производимого оборудования, а также более затратным и сложным строительством.
3. Есть недостатки и в самой программе государственной поддержки развития ВИЭ, но они, исходя из реальной экономической ситуации в стране и пожеланий инвесторов, корректируются. Благодаря этому возобновляемая энергетика в России начала развиваться.
Литература
1. Победоносцева, В. В. Стимулирование использования энергии ветра на примере ветропарка в городе Гаджиево Мурманской области / В. В. Победоносцева, А. В. Бежан. Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2015. С. 107-120.
2. Годовой отчет - НП Совет рынка 2015 г. URL: www.np-sr/partnership/annualreport
3. Попель О. С. О нюансах развития возобновляемой энергетики в России и в мире: URL: http://www.c-o-k.ru/articles/o-nyuansah-razvitiya-vozobnovlyaemoy-energetiki-v-rossii-i-v-mire (дата обращения 06.07.2016 г.)
4. Безруких, П. П. и др. Справочник по ресурсам возобновляемых источников энергии России и местным видам топлива / П. П. Безруких и др. М.: Энергия, 2007. 272 с.
5. Отбор проектов ВИЭ на 2016-2019 годы: URL: http://www.gisee.ru/articles/stat/57969 (дата обращения 1.07.2016).
6. Грибков С. В. Опыт использования возобновляемой энергетики в России: URL: www.imemo.ru (дата обращения 28.06.2016).
7. Коновалова, О. Е. Малая гидроэнергетика: проблемы, трудности и пути их преодоления / О. Е. Коновалова, Е. А. Иванова // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2013. Вып. 6. № 2/(15). С. 64-75.
8. Порфирьев, Б. Н. Энергетика на возобновляемых источниках: проблемы и перспективы / Б. Н. Порфирьев, С. А. Рогинко. URL: http://www.ecfor.ru/pdf.php.? (дата обращения 06.07.2016).
9. Фортов, В. Е. Возобновляемые источники энергии в мире и России / В. Е. Фортов, В. С. Попель. URL: www.reenfor.org./ (дата обращения 06.07.2016).
Сведения об авторе: Коновалова Ольга Евгеньевна
младший научный сотрудник лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл. почта: konovalova@ien.kolasc.net.ru
