ВИЭ В 2022 ГОДУ. ПРОБЛЕМЫ.

Алексей Жихарев: с проблемами прошлого года мы разобрались. Алексей Жихарев, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Насколько значимую долю в энергобалансе РФ сможет занять в будущем возобновляемая энергетика? Сможет ли сегмент ВИЭ развиваться без поддержки государства? Что нужно для того, чтобы в РФ появились свои технологии для ВИЭ? Об этом рассказал в ходе Открытого интервью шеф-редактору «ЭПР» Славяне Румянцевой директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев. — Прошлый год для возобновляемой энергетики в России выдался нелегким. Можно ли говорить, что ситуация уже изменилась? Как сегодня выглядят перспективы ВИЭ в нашей стране? — На сегодня по программе ДПМ реализовано больше 4 тыс. МВт проектов. В 2020-2021 годах у нас ежегодно вводилось около 1200 МВт. В прошлом году объем вводов сократился более чем на 50% — до 400 МВт. Снижение серьезное, но на фоне тех событий, что мы наблюдали в прошлом году, результат достойный. В этом году мы ожидаем примерно таких же объемов на рынке. И со следующих 2024–2025 годов объемы должны продолжить свой рост и могут достичь и 800 МВт, и даже выйти на рекордные 1500МВт в 2025 году. Пока же у нас до 2035 года по программе поддержки ориентир на 11-12 ГВт по объемам вода. Вполне вероятно, что будут вводиться дополнительные мегаватты, опять-таки благодаря конкуренции. Весной мы прошли очень важную веху — конкурсный отбор в рамках второго этапа программы поддержки ДПМВИЭ. (В прошлом году, в силу сложной экономической ситуации, было принято решение его не проводить.) Результаты конкурсного отбора показали, что интерес инвесторов к этой отрасли сохранился. Конкуренция была очень жёсткая, снижение цен составило от 20% до 30%. К первоначально определенному минимальному объему программы поддержки добавилось еще 300 МВт. Это достаточно серьезный дополнительный объём, который позволит участникам сектора получить эффект в виде дополнительных продаж локализованного оборудования созданных в России производств. В последние годы сектор ВИЭ в России следует в мировом тренде. У нас тоже объем вводов именно возобновляемой энергетики больше, чем традиционной. И это позитивный фактор для развития отрасли. — То есть вы с оптимизмом смотрите на развитие отрасли? — По-другому нельзя. Умеренный оптимизм всегда помогает достигать поставленных целей. Сейчас можно констатировать, что с проблемами прошлого года мы разобрались. Сняты логистические вопросы, наблюдается стабилизация по кредитным ставкам. Компании перенастроились на новый уклад и поставили себе новые амбициозные цели. Это что касается оптового рынка. Видим мы и большие перспективы розничного рынка, ведём работу по адаптации правил поддержки в новых условиях, оптимизируем их. Надеемся, что благодаря этому инвесторы смогут реализовать около 3 ГВт проектов дополнительно. При этом на повестке остаются проекты собственной генерации, которые промышленность уже активно внедряет. Количество таких проектов с каждым годом растет. Понятно, что это пока не те объемы, которые исчисляются десятками МВт, но все же есть проекты 5 МВт, 10 МВт для обеспечения собственных нужд, которые различными предприятиям промышленности успешно реализуются. Поэтому это тоже очень перспективное направление. Я считаю, что оно на горизонте до 2035 года покажет результат. — Если программа ДПМ ВИЭ будет свернута, обретет ли к этому времени сектор достаточный потенциал, чтобы двигаться дальше? — Часть проектов, отобранных уже в рамках второго этапа ДПМ ВИЭ уже дают цену электрической энергии конкурентоспособную по сравнению с проектами традиционной генерации. Не только строительство АЭС, газовых электростанций, но даже проекты в рамках модернизации КОММод зачастую могут стоить дороже чем проекты ВИЭ-генерации. Вопрос в правилах рынка и правилах ценообразования. В 2030 году будет проведен последний конкурсный отбор в рамках ДПМ ВИЭ, проекты будут вводиться до 2035 году включительно. С 2036 года, по сути, все новые проекты уже должны быть в каком-то другом измерении. Все упирается в вопрос, как вообще будет развиваться наш рынок электроэнергии. Что будет из себя представлять целевая модель нашего оптового энергорынка, да и розничных рынков тоже, и как будет выглядеть ценообразование? Если придём к тому, что эти проекты должны получать выручку только с рынка РСВ (рынок на сутки вперед), только за электрическую энергию, где сейчас цена около 1,5 рублей за кВт*час, то это не совсем справедливо. Важно синхронизировать подходы. Возможно нужно запустить альтернативный механизм оплаты мощности в рамках КОМ для ВИЭ-генерации. Другой механизм, который сейчас обсуждается, это переход к одноставочной цене, то есть к рынку одного товара. Это, наверное, тоже позволит синхронизировать вопрос ценообразования традиционной генерации и ВИЭ. Другим важным фактором остается углеродное регулирование. Если до 2035 года в этом направлении будут приняты решения и в цене на электрическую энергию начнет учитываться платеж за углеродные выбросы, то это существенно повысит конкурентоспособность проектов ВИЭ. Что точно неправильно, так это применять для разных технологий разные правила. Нужно синхронизировать все программы поддержки, создать унифицированную систему. Сейчас часто говорят о технологически-нейтральном отборе мощности, который позволит с учетом определённых критериев привести к общему знаменателю эффективность той или иной технологии. Это тоже нормальный подход, который даст возможность открыто конкурировать разным технологиям, избежать споров, какая технология эффективнее. Должен быть понятный набор критериев, который четко формулирует по какому треку развиваться энергосистеме. — Как развиваются технологии ВИЭ? Куда будут двигаться технологии для возобновляемых источников энергии:будут ли это совместные проекты с азиатскими компаниями, или наш рынок «завоюют»китайские компании? — У нас есть компании, которым есть чем похвастаться. В солнечной энергетике это Хевел и Unigreen energy. У Хевел есть завод в Чебоксарах, который производит конкурентоспособную продукцию с очень высоким КПД. Это результат научных взысканий и проведенных НИОКРов в рамках научно-технического центра, которые компания организовала вместе с институтом им. Иоффе. Сейчас Хевел совместно с компаний ЭнКОР реализуется проект в Калининграде, где будет производить около 1ГВт пластин и ячеек для солнечных модулей. Уже сформирован кластер, в котором реализуются все процессы, начиная с производства пластин, заканчивая сборкой модуля. Также компании вместе с Росатомом рассматривают возможность создания производств поликремния — основы для изготовления кремниевых слитков и пластин. Перспективы очень хорошие не только для обеспечения внутренних потребностей, но и для отправки на экспорт. Кстати, проекты, которые будут реализовываться по программе ДПМ с 2024 года, уже включают теркеры — опоры, которые позволяют солнечным модулям следовать за солнцем и повышают эффективность работы станции больше чем на 15% по КИУМ (Коэффициент использования установленной мощности). То есть уже достигается не 15%, а 17-17,5%. Это является серьезным приростом по эффективности. Практически все проекты, которые сейчас планируются, разрабатываются с учетом таких решений. Что касается ветра, то в прошлом году с рынка ушла компания Вестас. Но у нас есть свой лидер — Росатом в лице компании НоваВинд, которая активно реализует проекты по строительству генераций и производства оборудования, обеспечивая все текущие требования по степени локализации, и, что важно планируют ее наращивать. Обсуждаются планы по производству лопастей как раз на базе завода, который принадлежал Вестас. Компетенция и технологическая основа не потеряны. Ведется большая работа в направлении постоянных магнитов, систем управления ветроустановкой и ветрогенерирующим объектом. Степень локализации, с которой будут реализовываться проекты, начиная 2025-2026 года в рамках новой программы, будет превышать целевые показатели, установленные постановлением правительства. — Вы рассказали о перспективах разных направлений ВИЭ. А что скажете о технологиях, которые также есть в программе поддержки на оптовом рынке: это технологии на основе биогаза и биомассы малые ГЭС? — Сектор малых ГЭС, к сожалению, не демонстрирует высоких достижений. Целевой показатель в 750 МВт, который был установлен в рамках программы ДПМ еще в 2013 году не был достигнут, инвесторы заявили свой интерес только в части 210 МВт проектов МГЭС. Поэтому было принято ращение перераспределить более 500 МВт на объекты ветро— и солнечной энергетики. История повторяется и в рамках второго этапа ДПМ ВИЭ: запланированный объем поддержки — 30 млрд рублей (в деньгах 2021),что эквивалентно примерно 200 МВт малых ГЭС пока не привлекает своих инвесторов. На данный момент отобрано только около 100 МВт. В 2023 году на конкурсном отборе не было подано ни одной заявки, просто никто не пришел. И это несмотря на то, что в 2022 году правительство в целях дополнительной поддержки, расширила диапазон мощности объектов, добавив категории от 5 до 25 МВт, повысив предельный показатель эффективности для таких проектов более чем на 40%. Барьером для повышения привлекательности этого сектора можно считать незначительный объем суммарной поддержки, инвесторы заявляют, что под 200 МВт проектов сложно обеспечить конкурентный уровень капвложений и должную степень локализации. Кроме того, важно понимать, что проекты ГЭС сильно отличаются от проектов СЭС и ВЭС. На отбор по малым ГЭС инвестор должен выходить сильно более подготовленным с серьезным объемом уже накопленных затрат. Должна быть четко определенна площадка и конкретный створ, проведены изыскания, проработана предпроектная документация. Это требует серьезных первоначальных вложений на этапе, когда у инвестора совсем нет уверенности в выигрыше на конкурсном отборе. — Это логичный вывод, но требования к технической документации малых ГЭС должны быть. Нельзя сначала выиграть, а потом пойти искать реку. — Конечно. Считаю, что в части отбора малых ГЭС нужно перейти на модель, когда мы разыгрываем не просто мегаватты, а конкретные проекты. Для этого в рамках какого-либо института развития должен быть создан фонд, который соберет портфель проектов ГЭС, сделает по ним всю предпроектную работу, изыскания, определит технические решения. И на отбор уже пойдет проект с полной документацией, и в части земли, и техприсоединения, всех согласований и проектных решений. Инвестору останется только назвать сумму капитальных затрат. — На какие деньги будет существовать этот фонд? — На деньги инвестора. Тот, кто выиграет на отборе право реализовывать проект возмещает затраты фонду. Такой подход эффективно работает во многих странах мира. Более того, фонд может и зарабатывать на этом, включая дополнительно свою маржу. Его работа не должна дополнительно финансироваться или субсидироваться государством. Это может быть коммерческий проект. По поводу других технологий, таких как биогаз, биомасса, свалочный газ — это очень локальные проекты, малой мощности. Пока по ним на территории России производство либо совсем не локализовано, либо имеет малу степень локализации. Такие проекты важны, но по большей части должны поддерживаться именно со стороны регионов, так как они направлены больше не на производство электроэнергии, а на решение локальных вопросов утилизации отходов и прочих вопросов экологии.

СОЛНЦЕ И ЭНЕРГИЯ БУДУЩЕГО.

Моя энергия Время собирать камни: в них разглядели накопители энергии будущего Не смейтесь, скоро цивилизованный мир именно этим и займется: в камне неожиданно нашли невероятный потенциал, который традиционным аккумуляторам и не снился. Ученые считают, что именно связка «камень-солнце» станет той самой прорывной технологией, которая перевернет современную энергетику. Не удивительно, что ученые снова вдохновились повседневными явлениями. Например, раскаленными камнями — они хранят в себе большое количество тепла. Правда, не все булыжникам дана эта суперспособность. Самый большой потенциал исследователи обнаружили в некоторых образцах мыльного камня и гранита из Танзании. В ходе исследований команда ученых нашла в мыльном камне магнезит. Это вещество, как оказалось, и придает ему высокую плотность и теплоемкость. При нагревании более 1800 градусов по Фаренгейту и образцы мыльного камня, и усагаранский гранит не имели видимых повреждений, в отличие от обычного гранита. Кроме того, мыльный камень более эффективно выделял накопленное тепло, чем гранит, и был более прочен. Как это работает? При высвобождении накопленное ранее тепло может запустить генератор, который и даст чистое электричество. Интересно, что именно таким накопителям современная наука и отводит большую роль: это твердые тела вроде камней или жидкость — например, та же вода. Тем не менее, другие камни могут лучше подходить для применения ТЭС. Источник: techxplore.com

ЗЕЛЁНЫЙ ЭНЕРГОБАЛАНС.

Павел Сниккарс: У российской электроэнергетики зеленый энергобаланс 210 В общем объеме выработки российской электроэнергетики 40% занимают атомная, гидроэнергетика, ВИЭ. «То есть у нас эффективный энергобаланс, и надо и дальше развиваться в эту сторону. Однако массового развития возобновляемых источников энергии не будет, если не будут развиваться отечественные технологии, не появится дополнительных производств оборудования для ВИЭ. По итогам встречи с заместителем министра энергетики РФ Павлом Сниккарсом «ЭПР» подготовил тезисы, озвученные замглавы ведомства. Доступность технологий «Вопрос локализации — это вопрос политики и обеспечения технологического суверенитета. ВИЭ — не только имиджевая история. Это еще и вопрос доступности технологий. И Российская Федерация должна обладать всеми технологиями и оборудованием для производства электроэнергии. Хотелось бы, чтобы мы имели универсальную линейку любого типоразмера оборудования на любом виде топлива там, где нам нужно. С другой стороны, ВИЭ — негарантированный объем выработки электроэнергии. Продлевать механизм поддержки ВИЭ после 2031 года не планируется. По крайней мере, по солнечным и ветряным электростанциям точно не планируем. Но мы проанализировали результаты конкурса текущего года, и именно по малым гидроэлектростанциям допускаю пересмотр предельной одноставочной цены и, возможно, увеличение квоты». Высокопеременная нагрузка «Высокая концентрация объектов ВИЭ будет вызывать сложности в регулировании работы энергосистемы. У нас великая страна с точки зрения природных ресурсов территории. Но с использованием ветра и солнца есть несколько ограничивающих моментов. За исключением некоторых субъектов Российской Федерации, ветер и солнце (в достаточном для производства электроэнергии объеме) есть далеко не на всех обжитых многонаселенных территориях нашей страны. Высокая концентрация объектов ВИЭ будет вызывать сложности в регулировании работы энергосистемы, это высокопеременная нагрузка, и ее нужно балансировать дополнительными резервами. Пики производства и спада выработки электроэнергии ВИЭ надо стабилизировать другим типом генерации. Чтобы другой тип генерации также ненормированно работал, ему нужно оплачивать постоянные и переменные затраты. Это тот самый резерв, о котором постоянно говорят, что он перегружен. Сообщество системных операторов Европы продвигают зеленую повестку. Но в странах ЕС направляют значительные средства на коннекторы — большие линии постоянного тока. Их создание финансирует не одна страна, а весь Евросоюз, чтобы фактически снять все сетевые ограничения. Чтобы, например, ненормированность выработки ветра в Германии компенсировать производством электроэнергии атомных станций во Франции. Так и достигается баланс энергосистемы. Но Единая энергосистема дает больше преимущества стабильности и энергобезопасности. В том числе можно для создания резерва иметь меньше объектов генерации». Перспективы зеленых сертификатов «Углеродный след, источник происхождения электроэнергии, использованной при производстве продукции, даже при экспорте на рынки дружественных стран, все равно придется подтверждать. Поэтому уверен, что у низкоуглеродных (зеленых) сертификатов перспектива большая. «Совет рынка» уже получил международную сертификацию своей методики, то есть она соответствует международным стандартам. Очень жаль, что проект закона очень медленно идет. Пока мы думаем, даже Узбекистан принял решение о запуске низкоуглеродных сертификатов. Задержки с запуском системы в нашей стране связаны с тем, что потребители «не согласны с внедрением зеленых сертификатов», поскольку считают введение этого инструмента «еще одной мерой поддержки ВИЭ». Напомню, что закон классифицирует генерацию по типам. Вводится понятие низкоуглеродный источник электроэнергии, под это определение подпадают производители атомной энергии. Выделены возобновляемые источники энергии. И, соответственно, поскольку сертификаты могут выдаваться на электроэнергию, выработанную разными типами генерации, потребитель может выбирать и покупать только ветер или солнце, атом, большую или малую гидроэнергетику. Тем более, по законодательству РФ, к ВИЭ относятся и мусоросжигающие заводы, хотя при этом у них есть выбросы СО2. Однако ряд крупных потребителей уверен, что их вынуждают заплатить еще раз. Но это не связанные между собой вещи. Мы не вводим другой признак, который позволит собрать деньги. Законопроект вводит понятие атрибута генерации, показателя качества использованной электроэнергии. Да, возможно, когда этот рынок разовьется, это приведет к дополнительным доходам всех производителей низкоуглеродной электроэнергии, в том числе за счет ветра и солнца. И впоследствии снимет необходимость дополнительной нагрузки в виде мер поддержки ВИЭ или промышленников в части договоров на поставку мощности»*. * Изначально предполагалось, что система обращения сертификатов происхождения электроэнергии будет создана в России к 2023 году, а объем обращения этих инструментов должен составить не менее 400 млрд кВт•ч в год. Однако на сегодня законопроект о низкоуглеродных сертификатах прошел только первое чтение в Госдуме. Документ вводит понятия «сертификатов происхождения электрической энергии» и «атрибутов генерации». Последние — это позитивные эффекты для окружающей среды и здоровья человека, которые возникают при производстве электроэнергии на низкоуглеродных источниках. Согласно законопроекту, они станут объектом гражданских прав, с помощью которого можно «монетизировать» позитивные эффекты. Низкоуглеродный («зеленый») сертификат — электронный документ, выдаваемый по факту производства электроэнергии на объектах с низким углеродным следом (СЭС, ВЭС, ГЭС, АЭС). Его получение будет правом, но не обязанностью владельцев электростанций. Также законопроект предполагает подробную регламентацию отношений, связанных с выпуском и обращением российских низкоуглеродных сертификатов. С помощью системы низкоуглеродных (зеленых) сертификатов потребители электроэнергии (в первую очередь энергоемкие предприятия) смогут подтверждать, что при производстве их продукции использовалась электрическая энергия, произведенная на ВИЭ и низкоуглеродных источниках. Неналоговый сбор с энергетики Запуск рыночных механизмов на Дальнем Востоке планируется перенести с ноября на январь. Либерализация цен в неценовых зонах изначально была запланирована на ноябрь 2023 года. Но с учетом необходимости полной и детальной доработки нормативно-правовых изменений сроки могут сдвинуться на январь 2024 года. Однако запуск рынка не меняет характера работ изолированных территорий Дальнего Востока. Механизм выравнивания тарифов вводился для территорий, входящих в Дальневосточный федеральный округ, которые имеют средний тариф выше среднероссийского. Сейчас все территории Дальнего Востока, которые присоединены к ЕЭС, имеют тариф ниже среднероссийского. Исключение составляют пять регионов, которые получают надбавку: Камчатка, Сахалин, Чукотка, изолированная часть Якутии, Магадан, Николаевский район Хабаровского края. Все остальные ее не получают, а если бы получали, то надбавка была бы не 37 миллионов, а значительно больше. Поэтому запуск конкурентного ценообразования в неценовых зонах не меняет характер работы этих изолированных территорий. Возможно, мы пересмотрим долю, которую оплачивают первая-вторая ценовые зоны, и, если будет возможность, частично перераспределим на Дальний Восток. Но базово ничего не поменяется до 2028 года. Нерыночное ценообразование — это неналоговый сбор с энергетики. В таком случае энергетика финансирует решение социальных задач, хотя это функция государства. И если решается государственная задача обеспечения условий жизни на удаленных территориях, их освоение, то финансироваться она должна из бюджета государства. Возможно, здесь нужно считать мультипликативный экономический эффект от перевода финансирования этих затрат в государственный бюджет. Например, корреляция высокой цены на электроэнергию, в том числе в виде высоких затрат на нее бюджетных предприятий. Инвестиции в электроэнергетику, даже если они связаны с ростом цены на электроэнергию, не дают никакого негативного экономического эффекта для развития экономики. Потому что любой рост цены приводит к сбалансированности в виде дополнительных затрат поставщикам кабельной, энергетической, металлопродукции. Все это связано с оплатой ресурсов»**. ** Напомним, что для распространения рыночного ценообразования на территориях неценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности Минэнерго подготовило соответствующие изменения в закон об электроэнергетике и правила оптового рынка. Присоединение неценовых зон к ценовым и переход к конкурентному рынку будет поэтапным. На первом этапе предполагается начать частичную торговлю электроэнергией и мощностью по конкурентным ценам, а далее либерализовывать рынок в зависимости от экономической ситуации. Либерализация не затронет население — для него электроэнергия, как и на всей территории страны, будет поставляться по регулируемым тарифам.

ГЕНЕРАЦИЯ ВИЭ.

Алексей Жихарев: с проблемами прошлого года мы разобрались 220 Алексей Жихарев, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Насколько значимую долю в энергобалансе РФ сможет занять в будущем возобновляемая энергетика? Сможет ли сегмент ВИЭ развиваться без поддержки государства? Что нужно для того, чтобы в РФ появились свои технологии для ВИЭ? Об этом рассказал в ходе Открытого интервью шеф-редактору «ЭПР» Славяне Румянцевой директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев. — Прошлый год для возобновляемой энергетики в России выдался нелегким. Можно ли говорить, что ситуация уже изменилась? Как сегодня выглядят перспективы ВИЭ в нашей стране? — На сегодня по программе ДПМ реализовано больше 4 тыс. МВт проектов. В 2020-2021 годах у нас ежегодно вводилось около 1200 МВт. В прошлом году объем вводов сократился более чем на 50% — до 400 МВт. Снижение серьезное, но на фоне тех событий, что мы наблюдали в прошлом году, результат достойный. В этом году мы ожидаем примерно таких же объемов на рынке. И со следующих 2024–2025 годов объемы должны продолжить свой рост и могут достичь и 800 МВт, и даже выйти на рекордные 1500МВт в 2025 году. Пока же у нас до 2035 года по программе поддержки ориентир на 11-12 ГВт по объемам вода. Вполне вероятно, что будут вводиться дополнительные мегаватты, опять-таки благодаря конкуренции. Весной мы прошли очень важную веху — конкурсный отбор в рамках второго этапа программы поддержки ДПМВИЭ. (В прошлом году, в силу сложной экономической ситуации, было принято решение его не проводить.) Результаты конкурсного отбора показали, что интерес инвесторов к этой отрасли сохранился. Конкуренция была очень жёсткая, снижение цен составило от 20% до 30%. К первоначально определенному минимальному объему программы поддержки добавилось еще 300 МВт. Это достаточно серьезный дополнительный объём, который позволит участникам сектора получить эффект в виде дополнительных продаж локализованного оборудования созданных в России производств. В последние годы сектор ВИЭ в России следует в мировом тренде. У нас тоже объем вводов именно возобновляемой энергетики больше, чем традиционной. И это позитивный фактор для развития отрасли. — То есть вы с оптимизмом смотрите на развитие отрасли? — По-другому нельзя. Умеренный оптимизм всегда помогает достигать поставленных целей. Сейчас можно констатировать, что с проблемами прошлого года мы разобрались. Сняты логистические вопросы, наблюдается стабилизация по кредитным ставкам. Компании перенастроились на новый уклад и поставили себе новые амбициозные цели. Это что касается оптового рынка. Видим мы и большие перспективы розничного рынка, ведём работу по адаптации правил поддержки в новых условиях, оптимизируем их. Надеемся, что благодаря этому инвесторы смогут реализовать около 3 ГВт проектов дополнительно. При этом на повестке остаются проекты собственной генерации, которые промышленность уже активно внедряет. Количество таких проектов с каждым годом растет. Понятно, что это пока не те объемы, которые исчисляются десятками МВт, но все же есть проекты 5 МВт, 10 МВт для обеспечения собственных нужд, которые различными предприятиям промышленности успешно реализуются. Поэтому это тоже очень перспективное направление. Я считаю, что оно на горизонте до 2035 года покажет результат. — Если программа ДПМ ВИЭ будет свернута, обретет ли к этому времени сектор достаточный потенциал, чтобы двигаться дальше? — Часть проектов, отобранных уже в рамках второго этапа ДПМ ВИЭ уже дают цену электрической энергии конкурентоспособную по сравнению с проектами традиционной генерации. Не только строительство АЭС, газовых электростанций, но даже проекты в рамках модернизации КОММод зачастую могут стоить дороже чем проекты ВИЭ-генерации. Вопрос в правилах рынка и правилах ценообразования. В 2030 году будет проведен последний конкурсный отбор в рамках ДПМ ВИЭ, проекты будут вводиться до 2035 году включительно. С 2036 года, по сути, все новые проекты уже должны быть в каком-то другом измерении. Все упирается в вопрос, как вообще будет развиваться наш рынок электроэнергии. Что будет из себя представлять целевая модель нашего оптового энергорынка, да и розничных рынков тоже, и как будет выглядеть ценообразование? Если придём к тому, что эти проекты должны получать выручку только с рынка РСВ (рынок на сутки вперед), только за электрическую энергию, где сейчас цена около 1,5 рублей за кВт*час, то это не совсем справедливо. Важно синхронизировать подходы. Возможно нужно запустить альтернативный механизм оплаты мощности в рамках КОМ для ВИЭ-генерации. Другой механизм, который сейчас обсуждается, это переход к одноставочной цене, то есть к рынку одного товара. Это, наверное, тоже позволит синхронизировать вопрос ценообразования традиционной генерации и ВИЭ. Другим важным фактором остается углеродное регулирование. Если до 2035 года в этом направлении будут приняты решения и в цене на электрическую энергию начнет учитываться платеж за углеродные выбросы, то это существенно повысит конкурентоспособность проектов ВИЭ. Что точно неправильно, так это применять для разных технологий разные правила. Нужно синхронизировать все программы поддержки, создать унифицированную систему. Сейчас часто говорят о технологически-нейтральном отборе мощности, который позволит с учетом определённых критериев привести к общему знаменателю эффективность той или иной технологии. Это тоже нормальный подход, который даст возможность открыто конкурировать разным технологиям, избежать споров, какая технология эффективнее. Должен быть понятный набор критериев, который четко формулирует по какому треку развиваться энергосистеме. — Как развиваются технологии ВИЭ? Куда будут двигаться технологии для возобновляемых источников энергии:будут ли это совместные проекты с азиатскими компаниями, или наш рынок «завоюют»китайские компании? — У нас есть компании, которым есть чем похвастаться. В солнечной энергетике это Хевел и Unigreen energy. У Хевел есть завод в Чебоксарах, который производит конкурентоспособную продукцию с очень высоким КПД. Это результат научных взысканий и проведенных НИОКРов в рамках научно-технического центра, которые компания организовала вместе с институтом им. Иоффе. Сейчас Хевел совместно с компаний ЭнКОР реализуется проект в Калининграде, где будет производить около 1ГВт пластин и ячеек для солнечных модулей. Уже сформирован кластер, в котором реализуются все процессы, начиная с производства пластин, заканчивая сборкой модуля. Также компании вместе с Росатомом рассматривают возможность создания производств поликремния — основы для изготовления кремниевых слитков и пластин. Перспективы очень хорошие не только для обеспечения внутренних потребностей, но и для отправки на экспорт. Кстати, проекты, которые будут реализовываться по программе ДПМ с 2024 года, уже включают теркеры — опоры, которые позволяют солнечным модулям следовать за солнцем и повышают эффективность работы станции больше чем на 15% по КИУМ (Коэффициент использования установленной мощности). То есть уже достигается не 15%, а 17-17,5%. Это является серьезным приростом по эффективности. Практически все проекты, которые сейчас планируются, разрабатываются с учетом таких решений. Что касается ветра, то в прошлом году с рынка ушла компания Вестас. Но у нас есть свой лидер — Росатом в лице компании НоваВинд, которая активно реализует проекты по строительству генераций и производства оборудования, обеспечивая все текущие требования по степени локализации, и, что важно планируют ее наращивать. Обсуждаются планы по производству лопастей как раз на базе завода, который принадлежал Вестас. Компетенция и технологическая основа не потеряны. Ведется большая работа в направлении постоянных магнитов, систем управления ветроустановкой и ветрогенерирующим объектом. Степень локализации, с которой будут реализовываться проекты, начиная 2025-2026 года в рамках новой программы, будет превышать целевые показатели, установленные постановлением правительства. — Вы рассказали о перспективах разных направлений ВИЭ. А что скажете о технологиях, которые также есть в программе поддержки на оптовом рынке: это технологии на основе биогаза и биомассы малые ГЭС? — Сектор малых ГЭС, к сожалению, не демонстрирует высоких достижений. Целевой показатель в 750 МВт, который был установлен в рамках программы ДПМ еще в 2013 году не был достигнут, инвесторы заявили свой интерес только в части 210 МВт проектов МГЭС. Поэтому было принято ращение перераспределить более 500 МВт на объекты ветро— и солнечной энергетики. История повторяется и в рамках второго этапа ДПМ ВИЭ: запланированный объем поддержки — 30 млрд рублей (в деньгах 2021),что эквивалентно примерно 200 МВт малых ГЭС пока не привлекает своих инвесторов. На данный момент отобрано только около 100 МВт. В 2023 году на конкурсном отборе не было подано ни одной заявки, просто никто не пришел. И это несмотря на то, что в 2022 году правительство в целях дополнительной поддержки, расширила диапазон мощности объектов, добавив категории от 5 до 25 МВт, повысив предельный показатель эффективности для таких проектов более чем на 40%. Барьером для повышения привлекательности этого сектора можно считать незначительный объем суммарной поддержки, инвесторы заявляют, что под 200 МВт проектов сложно обеспечить конкурентный уровень капвложений и должную степень локализации. Кроме того, важно понимать, что проекты ГЭС сильно отличаются от проектов СЭС и ВЭС. На отбор по малым ГЭС инвестор должен выходить сильно более подготовленным с серьезным объемом уже накопленных затрат. Должна быть четко определенна площадка и конкретный створ, проведены изыскания, проработана предпроектная документация. Это требует серьезных первоначальных вложений на этапе, когда у инвестора совсем нет уверенности в выигрыше на конкурсном отборе. — Это логичный вывод, но требования к технической документации малых ГЭС должны быть. Нельзя сначала выиграть, а потом пойти искать реку. — Конечно. Считаю, что в части отбора малых ГЭС нужно перейти на модель, когда мы разыгрываем не просто мегаватты, а конкретные проекты. Для этого в рамках какого-либо института развития должен быть создан фонд, который соберет портфель проектов ГЭС, сделает по ним всю предпроектную работу, изыскания, определит технические решения. И на отбор уже пойдет проект с полной документацией, и в части земли, и техприсоединения, всех согласований и проектных решений. Инвестору останется только назвать сумму капитальных затрат. — На какие деньги будет существовать этот фонд? — На деньги инвестора. Тот, кто выиграет на отборе право реализовывать проект возмещает затраты фонду. Такой подход эффективно работает во многих странах мира. Более того, фонд может и зарабатывать на этом, включая дополнительно свою маржу. Его работа не должна дополнительно финансироваться или субсидироваться государством. Это может быть коммерческий проект. По поводу других технологий, таких как биогаз, биомасса, свалочный газ — это очень локальные проекты, малой мощности. Пока по ним на территории России производство либо совсем не локализовано, либо имеет малу степень локализации. Такие проекты важны, но по большей части должны поддерживаться именно со стороны регионов, так как они направлены больше не на производство электроэнергии, а на решение локальных вопросов утилизации отходов и прочих вопросов экологии.

ГИБРИДНАЯ СЭС.

ЗАЧЕМ ПОКУПАТЬ КОМПЛЕКТ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ДЛЯ ДОМА ИЛИ ДАЧИ? ПРЕИМУЩЕСТВА СОБСТВЕННОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Солнечная электростанция бесшумна и не выделяет никаких вредных веществ при эксплуатации. Оборудование сертифицировано по европейским стандартам и при правильном монтаже и эксплуатации безопасно. Вы получаете электроэнергию, выработанную вашей солнечной электростанцией с фиксированной ценой 1.99 руб. за кВт час на протяжении 25 лет. Кроме того в результате принятого закона № 471-ФЗ от 27.12.2019 г. и постановления Правительства РФ № 299 от марта 2021 г. появилась возможность при строительстве солнечной электростанции в частных домах, квартирах, предприятиях, фермерских хозяйствах, магазинах и других объектах мощностью не более 15 кВт (в законе это объект микрогенерации) продавать излишки не потребленной вашим объектом электроэнергии сбытовой электросетевой организации. На практике это означает, что у вас будет установлен двунаправленный счетчик электроэнергии, который показывает потребленную Вами и выработанную Вашей солнечной электростанцией электроэнергию. В конце месяца Вы подводите между ними баланс. Если выработанной электроэнергии больше Вам оплачивают разницу. Если наоборот, то Вы оплачиваете по тарифу энергосбытовой компании только разницу. КАК ВЫБРАТЬ И КУПИТЬ ХОРОШИЙ ГОТОВЫЙ КОМПЛЕКТ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ДЛЯ ВАШЕГО ДОМА? Выбирая солнечную электростанцию для дома, дачи или производства, необходимо определиться какие задачи вы хотите решить с помощью электростанции. 1. Вам необходимо уменьшить платежи за электроэнергию и увеличить установочную мощность потребления. Для этих целей рекомендуем купить готовый комплект сетевой солнечной электростанции. 2. У вас нет электрической сети, и вы выбираете, покупать солнечную электростанцию или бензиновый генератор. Бензиновый генератор надо все время заправлять, обслуживать, давать ему остыть каждые 4 часа работы, нюхать его выхлопные газы, вечерами слушать его тарахтение, а готовую солнечную электростанцию поставил и забыл, она работает и работает. В этом случае рекомендуем приобрести автономную солнечную электростанцию – гибридную солнечную электростанцию для дома. 3. У вас есть подключение к электрической сети, но электричество периодически пропадает и нужен резерв по электроэнергии. Кроме того, надо чтобы ваш дом или производство питалось преимущественно от солнечных батарей, установленных на вашем доме. В таком случае предлагаем рассмотреть готовый комплект гибридной солнечной электростанции. 4. При имеющейся электрической сети нужен запасной резерв от аккумуляторов на случай отсутствия напряжения в сети. Аккумуляторы должны заряжаться от солнечных батарей и от сети. При работе солнечных батарей днем питание сети в доме осуществляется от них. А также хорошо, чтобы существовала возможность продавать излишки выработанной вашей солнечной электростанцией энергии сетевой организации. В этом случае вам может быть интересен вариант готовой гибридной солнечной электростанции. КОМПЛЕКТ СЕТЕВОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ДЛЯ ДОМА И ДАЧИ. Такая солнечная электростанция уменьшает ваши затраты на электричество от городской сети. Когда светит солнце, сетевая солнечная электростанция включается и от нее в ваш дом поступает энергия. Счетчик электроэнергии останавливается либо крутится медленней. Вы платите меньше за электричество. Готовая сетевая солнечная электростанция также увеличивает в доме лимит на мощность подключаемого оборудования в дневные часы. Гарантия на сетевую электростанцию 25 лет. Комплект сетевой солнечной электростанция состоит из: - Солнечных батарей. Количество определяется вашими потребностями. Наши консультанты помогут рассчитать оптимальное количество солнечных батарей для солнечной электростанции для вашего дома. - Сетевого инвертора. Инвертор преобразует постоянный ток солнечных батарей в переменный ток сети. Работает согласованно с сетью, определяя параметры напряжения и тока для выдачи полной мощности, вырабатываемых солнечными панелями, в сеть. Выбор инвертора зависит от мощности подключаемых солнечных батарей. Наши менеджеры также помогут с выбором лучшего варианта для комплекта вашей электростанции. - Проводов, автоматов постоянного и переменного токов. Надо учитывать, что при подключении солнечной электростанции к сети текут большие токи и требуется соблюдать условия электробезопасности. - Системы крепления солнечных батарей. Необходимо определиться, где будут закреплены солнечные модули: на крыше, на стене или на земле. В зависимости от места выбираются крепежные конструкции. Надо учитывать, что гарантийный срок службы солнечных батарей 25 лет, соответственно, крепления также должны прослужить данное время. Готовая сетевая солнечная электростанция не требует дополнительного обслуживания и работает зимой и летом. КОМПЛЕКТ ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. В гибридных солнечных электростанциях для накопления энергии используются аккумуляторные батареи. Накопленная энергия будет расходоваться в вечерние и ночные часы, когда солнца нет. Гибридная солнечная станция дороже сетевой электростанции за счет использования аккумуляторных батарей и более сложного инвертора с контроллером. Срок службы такой солнечной электростанции ограничен сроком службы аккумуляторов. Гибридные солнечные электростанции для дома бывают трех типов. Тип 1. Автономная солнечная электростанция существенно отличается от гибридной солнечной электростанции. Когда аккумуляторы заряжаются исключительно от солнечного света и все потребление рассчитывается из емкости аккумуляторов и количества панелей способных зарядить эти аккумуляторы. Используется в тех случаях, когда на Вашем объекте нет электричества вообще. Тип 2. Автономные солнечные электростанции с возможностью подключения внешней сети. В этом случае аккумуляторы могут заряжаться не только от солнечных батарей, но и от внешней электрической сети. В качестве внешней сети можно использовать бензиновых или дизельный генератор. Может использоваться в Ваше доме или на производстве как источник бесперебойного питания ИБП с возможность заряда и от солнечных панелей, и от сети. Тип 3. Гибридные солнечные электростанции. Объединяют достоинства сетевой и автономной солнечных электростанций. Это означает, что излишек выработанной солнечными батареями энергии можно продавать в общую сеть. Рассмотрим каждый из вариантов более подробно. 1 ТИП ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Автономная солнечная электростанция для дома или дачи состоит из четырех основных устройств: солнечные батареи, контроллер заряда аккумуляторных батарей, аккумуляторов и возможно инвертора, если у вас есть потребители переменного тока. Аккумуляторы накапливают энергию. Их количество зависит от количества потребляемой вашими приборами электрической энергии. Рассчитывается потребляемая энергия как произведение мощности вашего прибора на время его работы. Измеряется в кВт часах, это то, что показывает электрический счетчик в вашей квартире. Пример расчета: Рассмотрим сколько потребляют в сутки простейшие приборы вашей квартиры. Лампа накаливания 40 Вт. Время работы 5 часов. Потребленная энергия = 40 х 5 = 0,2 кВт час. Компьютер имеет мощность 350 Вт. Время работы 6 часов. Потребленная энергия = 350 х 6 = 2,1 кВт час. Холодильник работает 24 часа и потребляет энергию = 0,85 кВт час. Чайник мощностью 1500 Вт. Время работы 1 час. Потребленная энергия = 1500 х 1 =1,5 кВт час. Суммируем все энергии, потребленные вашими приборами в сутки. Общая потребленная энергия = 0,2 + 2,1 + 0,85 + 1,5 = 4,65 кВт часов в сутки. Определим какой общий заряд или емкость надо иметь аккумуляторам с напряжением 12В, чтобы накопить данную энергию. Емкость = Потребленная энергия/Напряжение аккумулятора = 4,65 / 12 = 387,5 Ампер часов в день. Но энергия, накопленная в аккумуляторах, не может быть использована на 100%. Поэтому обычно берут коэффициент равный 0,85. Реальная необходимая емкость аккумуляторов = 387,5 / 0,85 = 455,9 Ампер часов в день. Если мы возьмем 2 аккумулятора по 250 Ампер часов, это полностью обеспечивает наши потребности. Какой тип аккумуляторов купить, зависит от бюджета. Стартерные аккумуляторы, используемые также в автомобилях, прослужат 2–3 года. Батареи глубокого разряда с использованием гелевой или AGM технологий прослужат 10–12 лет, но цена на них значительно выше. В настоящее время приобретают популярность литий ионные аккумуляторы, но основной сдерживающий фактор — это цена этих батарей. Количество солнечных батарей для электростанции определяется исходя из количества потребляемой энергии и местности, в которой будут установлены эти солнечные панели. На юге солнца много, в Подмосковье его меньше. Например, для обеспечения зарядки аккумуляторов энергией 4,65 кВт/час в Краснодарском крае для периода c мая по сентябрь потребуется солнечная батарея с мощностью 1 кВт, для периода с марта по октябрь потребуется мощность солнечных батарей 1,5 кВт. Контроллер выбирается с учетом мощности установленных солнечных батарей и суммарной емкости аккумуляторов, их параметров по напряжению. Выбирается оптимальное последовательно параллельное включение как батарей, так и аккумуляторов. Если для работы ваших приборов требуется переменный ток, то устройство, превращающее постоянный ток аккумуляторов в переменный, называется инвертором. Параметры инвертора для солнечной электростанции также выбираются в зависимости от конфигурации системы. 2 ТИП ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Автономная солнечная электростанция с возможностью зарядки аккумуляторов от внешней сети. Это ИБП с возможностью заряда аккумуляторов не только от солнечных батарей, но и от внешней сети или генераторов. Все оборудование для такой станции такое же, как и для автономной солнечной электростанции, но есть линия от внешней сети. Вы создаете себе дополнительный резерв по электричеству в случае его отключения. Выбор инвертора зависит от напряжения батарей и мощности солнечных панелей. Особое внимание надо обратить на приобретение качественного оборудования. Автомобильные аккумуляторы имеют малое количество циклов заряда/разряда и служат недолго. Существуют свинцовые аккумуляторы глубокого разряда, которые подходят для эксплуатации в солнечной электростанции для дома. Это прежде всего AGM и гелевые свинцовые аккумуляторы. Они безопасны и выдерживают большое число циклов заряда/разряда. Солнечные панели непонятного производителя будут служить очень недолго. Внешний вид солнечных батарей ничего не скажет об их качестве. Проверенный мировой производитель – гарантия долгой и бесперебойной работы вашей солнечной электростанции. Наши солнечные батареи выпущены фирмой AKCOME – это 16-й производитель модулей в мире по рейтингу Bloomberg. Дешевый инвертор не имеет достаточного количества опций при работе с внешними устройствами и очень ненадежен. В цепях солнечной электростанции текут большие токи и вопрос электробезопасности и пожаробезопасности очень важен. 3 ТИП ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Полноценная гибридная солнечная электростанция для дома – это набор хороших возможностей для солнечной электростанции. Такая электростанция действует как сетевая и ИБП. Если аккумуляторы заряжены полностью, то происходит отдача мощности, вырабатываемой солнечными батареями во внешнюю сеть. Согласно закону о мирогенерации, принятому в России, происходит взаимозачет выработанной и потребленной энергии и при излишках происходит продажа электроэнергии от вашей готовой солнечной электростанции в сеть. Таким образом полноценная гибридная солнечная электростанция позволяет вам экономить на электроэнергии. Мы представляем компанию iMars invt, которая производит качественные полноценные гибридные инверторы для комплектов солнечных электростанций для дома, дачи или производства. Альтернативой гибридной электростанции является бензиновый или дизельный генератор. Но генератор требует постоянной заправки топливом, обслуживания. Кроме того, он требует периодических остановок для охлаждения. Экономически солнечная электростанция, которую не надо обслуживать, гораздо выгодней дизельного или бензинового генератора. Она бесшумна и не имеет выхлопных газов, что немаловажно для загородного дома. Солнечная электростанция не требует обслуживания и если она правильно установлена, то работает долгие годы. ГОТОВЫЙ КОМПЛЕКТ ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ: - Солнечные батареи (купить здесь). Мы сделаем все расчеты по необходимому количеству солнечных батарей для вашей электростанции. - Гибридный инвертор с контроллером. Превращает постоянный ток солнечных батарей в переменный ток сети. В зависимости от вышеперечисленных целей, имеет разное исполнение и позволяет солнечной электростанции работать автономно (под задачу 2), полуавтономно (под задачу 3) и как полноценный гибридный инвертор (под задачу 4). Встроенный контроллер следит за аккумуляторными батареями. - Аккумуляторы. Количество и размер аккумуляторов определяется индивидуально под потребностями и задачи вашей солнечной электростанции. - Провода, автоматы постоянного и переменного токов. - Системы крепления солнечных батарей (купить здесь). В нашей компании вы можете проконсультироваться, подобрать и купить готовый комплект солнечной электростанции, собранный индивидуально под ваши цели и задачи.

НАЦПРОГРАММА ВИЭ.

Нужно разрабатывать нацпрограмму Тема номера Елена Восканян 210 Если рассматривать сферу возобновляемой энергетики в мировом масштабе, то в качестве основных трендов на 2023 год можно назвать, прежде всего, декарбонизацию, переход на электротранспорт, интенсификацию использования биомассы в качестве зеленого энергоресурса, а также «зеленый» водород. Насколько все это актуально для России, представители отрасли рассказали в рамках заочного круглого стола «ЭПР». Происходит перестройка рынка — Какие ключевые тренды в сфере ВИЭ вы бы выделили? Евгений Игнатьев, доцент кафедры гидроэнергетики и возобновляемых источников энергии НИУ «МЭИ»Евгений Игнатьев, доцент кафедры гидроэнергетики и возобновляемых источников энергии НИУ «МЭИ»: «В апреле 2023 года произошло важное событие с точки зрения процесса декарбонизации — Европейский парламент абсолютным большинством голосов проголосовал за введение Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM). Это углеродный тариф на импорт в ЕС продукции, производство которой связано с повышенной эмиссией углекислого газа. В общем случае данное событие серьезно подстегнуло бы процесс декарбонизации в России. Четыре из шести интенсивных углеродных секторов — алюминий, сталь, электроэнергия и удобрения — являются одними из основных статей российского экспорта на международный рынок, и в том числе в ЕС. Однако в текущих условиях российский экспорт в страны Евросоюза активно сокращается. Российские алюминий, сталь и удобрения попали под международные санкции. Соответственно, для их производителей адаптация под критерии CBAM больше не является приоритетом. При этом до 2022 года многие из российских компаний, в том числе «Норникель», рассматривали проекты строительства собственных ветровых и солнечных электростанций для того, чтобы снизить углеродные тарифы на свою продукцию. Что касается перехода на электротранспорт. Есть определенные подвижки в этом направлении: расширение сети зарядных станций, обусловленное введением 30%-ной субсидии на их техприсоединение к электросетям, или переход Мосгортранса на электробусы, который достиг особой интенсивности в 2021 году. Но, несмотря на это, в РФ этот процесс тормозят традиционное отставание российского автопрома и дешевизна углеводородного топлива. В 2022 году к ним добавился уход с российского рынка иностранных автопроизводителей. В данный момент надежды на переход на электротранспорт, в особенности в потребительском секторе, связаны с локализацией производства электромобилей китайскими автопроизводителями. В январе уже начались продажи «Москвича-Зе», который является локализованной на АЗЛК электрической версией китайского кроссовера JAC JS4. В области «зеленого водорода» до 2022 года в России существовали серьезные планы развития. В частности, Enel и Роснано намеревались построить к 2024 году в Мурманской области завод по его производству. Источником электроэнергии для электролизного производства должна была послужить запущенная Кольская ВЭС мощностью 201 МВт, а рынком сбыта — Евросоюз. Однако весной 2022 года данные планы были заморожены с учетом фактического банкротства Роснано, ухода Enel из России и введения европейских санкций. Оказались пересмотрены и планы других компаний — завод по производству «голубого водорода» на Сахалине (Росатом совместно с французской Air Liquide), Обский ГХК (Новатэк) по производству «голубого водорода» и аммиака и производство «зеленого водорода» в Иркутской области (En+). Это произошло как из-за приостановки сотрудничества со стороны технологических партнеров, так и из-за отказа со стороны перспективных покупателей (Южной Кореи, Японии и Германии). Вопросам использования биомассы в качестве зеленого энергоресурса в России исторически уделялось мало внимания, особенно на фоне растущего интереса к ней буквально во всех наших странах — партнерах по БРИКС. Это обусловлено, прежде всего, дешевизной и доступностью ископаемого углеводородного топлива в нашей стране. Но и здесь есть положительные примеры — в Московской, Вологодской, Белгородской и Ленинградской областях уже функционируют в рамках мер стимулирования БиоЭС общей мощностью 23,6 МВт. В будущем этот показатель будет расти, хоть и не такими темпами, как другие ВИЭ. В данный момент для РФ основным трендом является перестройка рынка ВИЭ. Причины: изменение структуры собственности компаний — основных игроков на рынке, перезапуск рынка основного энергооборудования на основе локализованных производств, обновление уже локализованного оборудования и налаживание экспорта в неевропейские страны. Стоит отметить, что текущие мировые тренды в сфере ВИЭ в последние годы перестали совпадать с российскими в связи с санкционным режимом и разрывом международного технологического сотрудничества и экономических цепочек со странами Запада. В данный момент для РФ основным трендом является перестройка рынка ВИЭ. Она связана с изменением структуры собственности компаний — основных игроков на рынке, перезапуском рынка основного энергооборудования на основе локализованных производств, обновлением уже локализованного оборудования и налаживанием экспорта в неевропейские страны. Последние три пункта особенно характерны для российской ветроэнергетики». Сергей Морозов, председатель правления РАВИ, депутат ГосдумыСергей Морозов, председатель правления РАВИ, депутат Госдумы: «Главный мировой тренд — энергопереход от ископаемых источников энергии к ВИЭ-генерации. В Европе зеленый переход начался не вдруг, а вместе с высокими ценами на нефть сначала в 70-е годы прошлого века, затем в начале XXI века. Из России это явление десять лет назад выглядело как действие, вызванное необходимостью: нет в Европе нефти, поэтому им и нужны альтернативные источники энергии. Последние мировые события показали, что движение к отказу от ископаемых источников энергии в сторону ВИЭ носит общемировой характер. Эксперты продолжают спорить только о том, когда конкретно закончится зависимость от угля или от нефти и какие альтернативные источники энергии перспективнее для той или иной страны. В РФ сейчас приходит осознание нашего потенциала ветровой и солнечной энергии. Российский технический потенциал ветровой энергии составляет порядка 1000 ГВт. Для сравнения, во всем мире сейчас построено 850–900 ГВт». Борис Файн, директор Центра экономических исследований инфраструктурных отраслей ИЭЕМ РАНХиГСБорис Файн, директор Центра экономических исследований инфраструктурных отраслей ИЭЕМ РАНХиГС: «ВИЭ в России продолжают развиваться, несмотря на изменение экономической ситуации. Однако, если в мире за последние годы ежегодные объемы инвестиций и вводов мощностей возобновляемой генерации превышают аналогичные показатели по традиционным энергоисточникам, то в России ВИЭ развиваются более сбалансированными темпами. При этом не ставится задача максимально быстрого замещения традиционных энергоисточников за счет возобновляемых. В условиях сложившейся структуры генерации и из-за особенностей топливно-энергетического баланса страны целесообразным является постепенное развитие возобновляемой энергетики. А также отработка технологий промышленного производства соответствующего оборудования, в том числе с использованием механизмов господдержки». Тимофей Башлыков, к.с.н., доцент кафедры «Менеджмент и общегуманитарные дисциплины» Липецкого филиала Финуниверситета при Правительстве РФТимофей Башлыков, к.с.н., доцент кафедры «Менеджмент и общегуманитарные дисциплины» Липецкого филиала Финуниверситета при Правительстве РФ: «Среди ключевых трендов в России следует выделить широкое использование ГЭС. На гидроэнергетику приходится около 20% установленной мощности российской электроэнергетики и 17–18% выработки электроэнергии (примерно 98% выработки всей возобновляемой энергии). Кроме того, в числе трендов: интерес к развитию солнечной, геотермальной и ветроэнергетики, поддержка государством сферы ВИЭ через реализацию различных программ и проектов (например, программа «5 гигаватт»), повышение уровня экологичности технологий, связанных с ВИЭ. В целом, тенденции в данной сфере в России и мире совпадают. Другое дело, что в силу политических причин в настоящее время возможности познакомиться с передовыми мировыми технологиями и применить их на практике в нашей стране серьезно ограничены». Качать надо не только руки — Как вы считаете, на развитии какого направления возобновляемой энергетики в РФ стоит сделать упор? Евгений Игнатьев: «В данный момент вопрос развития, скорее, выглядит как вопрос поддержки. Экономический шок 2022 года наиболее сильно ударил по российской ветроэнергетике. Поскольку именно она занимала наибольшую долю рынка ВИЭ до кризиса, то основное внимание должно быть нацелено на нее. Прежде всего, стоит вопрос помощи в выполнении программы ДПМ ВИЭ в части уже отобранных проектов. Также существует большой неиспользуемый потенциал в области развития малой гидроэнергетики. Увеличение верхней границы установленной мощности с 25 до 50 МВт было, безусловно, положительной мерой, как показал первый отбор конкурсных проектов второй очереди программы ДПМ ВИЭ в сентябре 2021 года. Но, как показал второй отбор, прошедший в марте-апреле 2023 года, это было одноразовой мерой. Ни одного проекта малых ГЭС отобрано не было. Для развития данного направления нужно изменять подход к поддержке. Необходимо уменьшить нижнюю границу мощности с 5 до 1 МВт (это общепринятая граница, с которой ГЭС можно классифицировать, как малую). А также добавить возможность участия в конкурсных отборах ДПМ ВИЭ проектов реконструкции ГЭС, предполагающих полную замену основного энергетического оборудования. Данные меры позволили бы резко поднять число проектов малых ГЭС, участвующих в отборах, а также привлечь к ним другие компании, помимо РусГидро». Сергей Морозов: «Изначально идея РАВИ заключалась в создании комплексной программы для ветроэнергетики. Но современная экономика — сложный механизм, в котором, на мой взгляд, нельзя стимулировать что-то одно. Даже спортсмены-армрестлеры качают не только руки, а работают над всеми мышцами. Поэтому нам необходимо заниматься всеми видами ВИЭ-генерации, изучать их потенциал и исходить из экономической целесообразности. В итоге мы пришли к тому, что надо разрабатывать национальную программу развития ВИЭ в России. На общем собрании РАВИ коллеги нас с такой формулировкой поддержали. При принятии решений о сотрудничестве с другими странами нужно учитывать экономический эффект, который получит не отдельное предприятие или отрасль, а все народное хозяйство страны. В сотрудничестве с лидерами можно научиться многому, если ставить себе такую задачу. Трансфер технологий — полезная вещь. Только вступать на этот путь надо с умом. Последний пример — выбор турбин для электроснабжения проекта «Арктик СПГ-2» компанией «Новатек». Есть проблема — в России отсутствует налаженное производство российских турбин большой мощности (более 100 МВт) и лопаток для газовых турбин. Доля импорта составляет 100%. Для решения проблемы здесь и сейчас компания выбирает китайское оборудование, не желая нести риски, которые могут принести российские пилотные образцы. Однако самый большой парадокс заключается в том, что китайцы локализовали советский проект 1980-х годов, который получили от украинского завода «Зоря-Машпроект», и теперь поставляют продукцию нам. Вот такой круговорот технологий в природе. Наиболее перспективные направления для России: ветровая, солнечная, малая гидроэнергетика. В отдельных регионах страны имеются благоприятные условия для развития геотермальной и приливной энергетики. Обидно, что в 90-е годы мы многое упустили в технологическом развитии, но нельзя совершать одни и те же ошибки дважды. В сотрудничестве с мировыми лидерами надо создавать, развивать и загружать собственные производственные силы. При создании любого совместного предприятия первый вопрос должен быть о том, кому будет принадлежать интеллектуальная собственность. У тех, кто принимает решения о господдержке и финансировании таких проектов, тоже должно быть мышление государственного мужа, а не «эффективного менеджера». Буквально на днях Правительство РФ приняло Концепцию технологического развития России на период до 2030 года. Там четко сформулировано, что нужно. Во-первых, обеспечение национального контроля над воспроизводством критических и сквозных технологий на основе собственных линий разработки. Во-вторых, переход к инновационному росту экономики. В-третьих, обеспечение устойчивого развития производственных систем. Вот практическим наполнением этих принципов и надо сейчас заниматься». Борис Файн: «Наиболее перспективные направления для России — ветровая, солнечная и малая гидроэнергетика. В отдельных регионах страны имеются благоприятные условия для развития геотермальной и приливной энергетики. В целом, развитие всех этих направлений должно учитывать технический потенциал соответствующих видов возобновляемых ресурсов, возможности производителей оборудования, наличие спроса со стороны потребителей энергии и экономическую эффективность проектных решений». Тимофей Башлыков: «Ветроэнергетика представляется неплохим путем дальнейшей эволюции возобновляемой энергетики в России. По экспертным оценкам, с ее помощью можно производить до 25% всей электроэнергии в стране. Ветропарки можно создавать на побережье Тихого и Северного Ледовитого океанов, в горах Кавказа, Урала и Сибири». Важно учитывать трек-рекорд — А какое направление зеленой энергетики для нашей страны является наименее перспективным и с чем это связано? Евгений Игнатьев: «Здесь скорее стоит дифференцировать поддержку по иным критериям. Во-первых, отбор проектов для участия в отборах по ДПМ ВИЭ должен более внимательно учитывать трек-рекорд участников. Под трек-рекордом имеется в виду репутация участника, которую можно выразить каким-то статистическим показателем. Например, просрочка с пуском в эксплуатацию отобранных объектов. Такой подход позволит исключить компании с большим процентом невыполнения по плановым датам начала поставки мощности. Либо не имеющих на момент конкурса связанного поставщика локализованного основного энергетического оборудования. А также ввести что-то вроде профайлинга, чтобы такая компания не могла прикрыться другим юридическим лицом, как это произошло при отборе проектов в этом году. Подобные меры позволили бы отсечь недобросовестных участников отборов. Кроме того, к настоящему моменту некоторые регионы РФ уже полностью выбрали свой потенциал развития ВИЭ с точки зрения внутреннего энергопотребления и передающей возможности сетей для перетока в соседние регионы. Ярким примером является Республика Калмыкия, в которой годовой максимум электрической нагрузки составляет 124 МВт, а суммарная установленная мощность электростанций на базе ВИЭ — 450,7 МВт. В данный момент к превышению величины установленной мощности ВИЭ над годовым максимумом нагрузки приближается и Астраханская область. Очевидно, что в дальнейшем стоит отказаться от поддержки проектов ВИЭ в этих регионах». Тимофей Башлыков: «Россия обладает огромной территорией с разнообразными ландшафтами, природными богатствами и климатическими зонами. Теоретически любой из современных источников возобновляемой энергии может найти свое место в национальной энергосистеме — на практике многое будет зависеть от региональной специфики и экономической целесообразности».

ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ГОТОВА. ВИЭ.

Промышленность готова к локализации Елена Восканян 190 Министерство энергетики РФ рассчитывает на то, что политика в части возобновляемых источников энергии (ВИЭ), выработанная совместно с Минпромторгом и рыночным сообществом, не толкнет РФ в безумную погоню за строительством огромного числа объектов нетрадиционной энергетики. И при этом позволит осваивать решения и технологии а, при более благоприятной ситуации на международных рынках, экспортировать их. Минэнерго: Курс выбран верный Евгений ГрабчакЛюбые механизмы поддержки нужно рассматривать не как сиюминутную выгоду, а как инвестиции в будущее, полагает заместитель министра энергетики РФ Евгений Грабчак. «Выбранный курс по подтверждению уровня локализации проектов, реализовывающихся в рамках ДПМ ВИЭ, и применению в цене на мощность понижающих коэффициентов для солнца, ветра и малых ГЭС стимулирует больше локализации. Позволяет развивать технологии и обеспечивать окупаемость объектов — заводов и производств с достигнутым на текущий момент уровнем локализации. Проблемы, возникшие с уходом зарубежных производителей, постепенно решаются. Надеемся, что механизмы, разработанные совместно с Минпромторгом по поддержке увеличения и размещения объемов ВИЭ, поддержке самих производств, в частности специнвестконтракты (СПИК), помогут воспроизвести утраченные технологии на территории РФ. И при более благоприятной ситуации экспортировать их на международные рынки. Однако мы бы хотели, чтобы с точки зрения развития технологий не только солнце и ветер будоражили наши умы, но и свою большую часть отвоевала малая гидрогенерация». Минпромторг: В РФ есть свои отличники Денис КляповскийНе все цели в сфере ВИЭ, намеченные ранее, достигнуты, констатирует заместитель директора департамента машиностроения для топливно-энергетического комплекса Минпромторга России Денис Кляповский. «Когда обсуждалась программа ДПМ ВИЭ 2.0, ожидалось, что инвестиции в промышленность составят не менее 50 млрд рублей именно в заводы. Что мы достигнем 2,57 ГВт производственных возможностей в год. Тогда считались солнце и ветер. Речь шла не менее чем о пяти заводах, создании порядка 5–7 тысяч рабочих мест. Проблем много, вводы сдвигаются. Тем не менее в конце 2022 года мы ввели Кольскую ВЭС, достроили ее с игроком, который ушел с российского рынка. Совокупная сумма принятых инвестиционных решений составляет порядка 30 млрд рублей. Свои отличники есть и в солнце, и в ветре. В солнце это компания «Хевел», которая расширяет производственные возможности в Новочебоксарске. И два новых завода в Калининграде, огромные инвестиции в производство двух элементов — преобразователей и пластин, которые потом будут использоваться в том числе на заводе «Хевел». На этом не останавливаемся, обсуждаем производство кремния. Есть вопросы относительно производства стекла, что оказалось не так просто, как мы думали изначально. Кроме того, в России имеется как минимум четыре игрока, которые производят инверторы для солнечных станций. Остается вспомогательное оборудование и металлические основания». РАВИ: Действия против имитации Игорь БрызгуновВсе критические компоненты, необходимые для производства ветроэнергетических установок (ВЭУ), уже производятся или могут производиться в России, заявил заместитель председателя РАВИ Игорь Брызгунов. «Мы убеждены: российской ветроэнергетике нужен свой ветрогенератор мультимегаваттного класса. Да, один есть у «НоваВинда», это замечательно, но одного мало, это не конкуренция. Интеллектуальная собственность на такой ветрогенератор должна принадлежать российской компании. У нас есть несколько предложений, которые можно охарактеризовать как «действия против имитации». В частности, считаем необходимым создать полномасштабный проект по осуществлению НИОКР и переходу к серийному выпуску независимой от иностранных вендоров национальной ВЭУ. Также предлагаем рассмотреть параллельный проект полного выкупа технологии компетентными российскими компаниями с целью организации серийного производства отечественных ветрогенераторов мультимегаваттного класса». «Солар Системс»: Все — собственными силами Михаил МолчановПроизводитель моно— и мультикристаллических кремниевых слитков и пластин рассматривает возможность углубления локализации и производства фотоэлектрических солнечных модулей, сообщил член совета директоров ООО «Солар Системс» Михаил Молчанов. «Мы выиграли самый большой объем на рынке, зайдя в первый отбор в 2014 году. И перед нами вставал вопрос, как это локализовывать. Все проекты, которые мы получили, довели до конца, ни один не продали, не бросили. Всю локализацию выполнили собственными средствами, ни разу не обратились к партнерам, конкурентам. Наша компания организовала производство моно— и мультикристаллических слитков и пластин на заводе в Подольске. Последующие переделы были уже сделаны при помощи китайских партнеров. Это позволило локализовать фотоэлектрический модуль. Плюс привели компании, которые делали для нас преобразователи. С началом кризисных явлений в экономике органы исполнительной власти реализовали антикризисные меры. Мы получили перенос отборов, возможность отказаться от проектов без штрафов, сдвинуть сроки вводов объектов. Ни одного изменения по постановлениям Правительства РФ № 426 и № 719, регламентирующих локализацию производства, заявлено не было. Ни нами, ни коллегами. Ни теми, кто хотел бы прийти на этот рынок и что-то поправить в этой локализации, упростить ее, чтобы она работала по-другому и была более доступна для прочих участников. Это значит, промышленность готова к выполнению углубленной программы локализации». АО «НоваВинд»: Сможем выйти на 120 баллов Виктор СвистуновПовышение требований к выходящему на рынок оборудованию, в частности критериев уровня локализации, позволит защитить отечественного производителя и получить положительные эффекты от конкуренции. Так считает заместитель генерального директора по развитию технического и нормативного регулирования ВЭС АО «НоваВинд» Виктор Свистунов. «Сейчас мы рассматриваем требования к локализации, скорее, не как требования для участия в программе ДПМ ВИЭ. А как жизненно необходимое для нас условие стабилизации цепочек поставки при производстве ветроэнергетического оборудования. В противном случае не сможем управлять в том числе и стоимостью. Наши шаги сегодня — это попытка выстроить полностью независимую и управляемую цепочку производства ВЭУ в России. Мы даже особо не смотрим на требования, которые предъявляются к нам в соответствии с нормативными правовыми актами, поскольку уже сейчас готовы выйти на уровень локализации 120 баллов. В нашу программу локализации ВЭУ входит производство генератора, гондолы, ступицы, башни безредукторной ВЭУ 2,5 МВт. Это позволяет нашим проектам достигать уровня локализации 68%. Производственная мощность завода по выпуску безредукторной ВЭУ — 300–400 МВт в год. Общий объем инвестиций в производство составил свыше 2 млрд рублей. Проект реализуется с использованием механизма СПИК. Совместно с «Юматексом» выходим на производство лопастей и надеемся к 2025 году поставлять на наши ветропарки полностью отечественные лопасти. С учетом этих планов, производство генератора, гондолы, ступицы, лопасти, башни, системы управления ВЭУ будет осуществляться на территории РФ. Дальнейшая задача — последовательно углубить локализацию, освоив производство субэлементов и материалов». АО «ТЯЖМАШ»: Мешают ограничения Юрий ТухариновЧтобы развивать энергомашиностроение для малых гидроэлектростанций (МГЭС), нужно, прежде всего, отменить требования по выполнению целевых показателей экспорта для МГЭС, планируемых к вводу в эксплуатацию на территории РФ после 1 января 2025 года. В этом уверен коммерческий директор бизнес-единицы по гидротурбинному оборудованию АО «ТЯЖМАШ» Юрий Тухаринов. «Сегодня существуют ограничения из-за международных санкций. В частности, экспортеры не могут получить банковские гарантии, а это инструмент обеспечения исполнения контрактов. Также мешают международные блокирующие санкции в отношении российских банков и компаний. Кроме того, необходимо снизить уровень ввозных пошлин на заготовки — литье и поковки, используемые для изготовления гидротурбин. Это позволит уменьшить цену конечной продукции. Российские заводы — изготовители заготовок (литья и поковок) предлагают экономически невыгодные условия. У них высокие цены на продукцию. По некоторым позициям стоимость заготовок превышает предложение зарубежных поставщиков из дружественных стран в два раза и больше. Ввиду перегруженности производственных мощностей РФ по выпуску литья и поковок из кавитационностойкой нержавеющей стали для гидротурбин увеличены сроки изготовления продукции. По литью для средних и крупных турбин в РФ имеется единственный производитель — УЗТМ-Картекс. По сути, это монополист, незаинтересованный в снижении цен, который был единственным и 30 лет назад. Следовательно, развития в отрасли не происходит». (По материалам расширенного заседания секции по законодательному регулированию распределенной энергетики и ВИЭ Экспертного совета при Комитете Госдумы по энергетике)