Собственная генерация: как стать независимым от поставщиков. Интервью для журнала «Мегаватты права»
Узнайте, как собственная генерация меняет архитектуру бизнеса в условиях трансформации рынка в экспертном интервью с Дмитрием Степановым, генеральным директором ООО «Альтрэн».
В условиях волатильности цен на энергоресурсы и ужесточения регуляторных требований вопрос выбора модели энергоснабжения окончательно перешел из технической плоскости в область стратегического управления бизнесом. Сегодня надежность централизованных сетей должна быть сбалансирована экономической эффективностью и операционной независимостью.
В свежем выпуске эксклюзивного интервью представлен экспертный разбор институциональных и экономических аспектов распределенной энергетики. Интервью позволяет детально изучить механизмы снижения операционных затрат, обеспечения энергетического суверенитета промышленных объектов и перспективные модели взаимодействия с рынком.
Ознакомьтесь с материалом в удобном для вас формате! Полная видеоверсия дискуссии доступна на наших платформах:
Для профессионального сообщества мы также подготовили текстовую адаптацию беседы.
Эксперты дискуссии:
- Ведущая: Пронина Елена Васильевна, директор Центра правовой поддержки в энергетике и цифровых технологий, главный редактор журнала «Мегаватты права»
- Гость: Степанов Дмитрий Сергеевич, генеральный директор ООО «Альтрэн»
Елена Васильевна (ЕВ): Добрый день, уважаемые подписчики и гости канала. Мы обсуждаем вопросы энергетики, права и смежных областей. Сегодня у нас в гостях генеральный директор компании «Альтрэн» Дмитрий Сергеевич Степанов. Добрый день, Дмитрий. Мы наконец-то встретились и поговорим о распределенной генерации. Мне известно, что вы являетесь экспертом номер один в нашей стране по данной теме. Расскажите, пожалуйста, зрителям, которые, судя по комментариям и вопросам на консультациях, не до конца понимают суть термина «распределенная розничная генерация». В чем ее ключевое отличие от традиционной модели энергоснабжения?
Дмитрий Сергеевич (ДС): Если рассматривать термин «распределенная генерация», то речь идет об объектах небольшой мощности, расположенных в непосредственной близости от потребителя электроэнергии. Традиционная модель предполагает подключение потребителя к сетям и получение энергии, выработанной на крупных электростанциях — атомных, гидро- или теплоэлектростанциях, — без точной привязки к месту генерации. В случае распределенной генерации предполагается, что источник энергии находится недалеко от потребителя. Он может быть подключен к генератору напрямую либо через сети.
ЕВ: Для кого такая модель более эффективна и целесообразна — для бизнеса или обычные граждане также могут ею воспользоваться?
ДС: Граждане могут воспользоваться производной от этой модели, которую мы называем микрогенерацией. В России действует соответствующий федеральный закон. Гражданин вправе установить на своем участке или крыше дома небольшую солнечную либо газовую электростанцию и производить электроэнергию как для собственных нужд, так и для продажи излишков в сеть по цене оптового рынка. Однако существуют ограничения: мощность генерации не должна превышать мощность потребления, а подключение осуществляется на напряжении до 1000 вольт. Поэтому для населения это несколько иная история. Мы же будем говорить о распределенной генерации в чистом виде, которая ориентирована преимущественно на промышленные компании и небольших потребителей. В России действует порог в 25 мегаватт: все, что превышает эту мощность, подлежит обязательной продаже на оптовом рынке. Когда речь идет о распределенной генерации с возможностью прямой продажи или поставки энергии потребителю, имеются в виду объекты мощностью до 25 мегаватт.
ЕВ: Это весьма значительная мощность. Для одних предприятий это немного, для других — существенно. Расскажите, в чем отличие от традиционной модели именно для бизнеса. Какие преимущества и недостатки возникают при переходе на распределенную генерацию?
ДС: Позвольте добавить важный комментарий. Ранее мы упомянули наличие сетей общего пользования, но распределенная генерация охватывает и удаленные изолированные территории, где единая энергосистема отсутствует. А это около 70% территории нашей страны. Основные объемы распределенной генерации сосредоточены именно там, где генератор и потребитель зачастую являются одним лицом, например, горнорудная или нефтегазовая компания строит генерацию для собственных нужд.
Если говорить о центральной части России с развитой сетевой инфраструктурой, то переход на распределенную генерацию подразумевает несколько моделей энергоснабжения.
Первый вариант: потребитель подключен к сетям, но заключает прямой договор поставки электроэнергии с розничным генератором через эти сети.
Второй вариант: потребитель владеет собственной небольшой генерацией, вся энергия идет на его нужды, но при этом сохраняется подключение к сетям.
Третий вариант: генерация находится на территории потребителя и соединена с ним напрямую, минуя сети общего пользования.
Четвертая модель — островная или автономная генерация, когда потребитель не может подключиться к сетям (технические условия слишком дороги или сроки подключения составляют годы) либо такое подключение отсутствует вовсе. В этом случае генератор находится рядом с потребителем и обеспечивает его энергией без какой-либо связи с единой энергосистемой.
Для каждого из этих вариантов существует своя нормативная база и модель взаимодействия между генератором и потребителем.
ЕВ: Потребителю, насколько я понимаю, необходимо руководствоваться рекомендациями экспертов, которые подберут оптимальный для него вариант подключения.
ДС: Совершенно верно. Здесь тесно переплетаются экономические и юридические аспекты, поскольку энергетическая сфера строго регламентирована.
Коротко об экономике на примере первого варианта, когда потребитель приобретает энергию у розничного генератора через сети. Стоимость киловатт-часа для промышленного предприятия складывается из трех основных компонентов: стоимости самой электроэнергии, стоимости ее транспортировки (сетевая составляющая) и сбытовой надбавки. При частичном или полном замещении потребления за счет розничной генерации сбытовая надбавка может быть исключена при прямом договоре, однако сетевая составляющая сохраняется. А она занимает от 40 до 50 процентов конечной цены.
Таким образом, розничный генератор вынужден конкурировать именно со стоимостью электроэнергии на оптовом рынке, так как предложить цену выше оптовой он не может — потребителю это будет невыгодно.
Если имеет место прямое подключение розничной генерации к потребителю, но сетевое подключение все равно существует, плата за сетевую составляющую не исключается. Даже при прямом договоре поставки без участия сетевой организации, но при наличии физического присоединения к сетям, сетевая надбавка будет начисляться на каждый киловатт-час. Обойти оплату сетевого тарифа можно, например, при использовании схемы энергосервиса через аренду оборудования. Это можно назвать пятым вариантом или подвидом. Заключается энергосервисный договор, по которому генератор обеспечивает экономию затрат промышленного предприятия и получает основную часть этой экономии, привязывая свою выручку к объему выработанной энергии или размеру сэкономленных средств.
Если же предприятие само владеет генерацией, механизм прямого договора поставки не применяется. Потребитель просто снижает объем мощности, забираемой из сети, у гарантирующего поставщика.
ЕВ: Но это работает только в том случае, если предприятие потребляет электроэнергию исключительно для собственных нужд.
ДС: Да, совершенно верно. Оно потребляет ее полностью для себя, ничего не продавая и не отдавая в сеть ни одного киловатта.
ЕВ: Предприниматели мыслят языком цифр и экономики. Мы уже услышали, что подключиться к распределенной генерации непросто. Давайте сравним. Предприятие подключено напрямую к сетям Единой национальной энергетической сети, имеет договор энергоснабжения и работает на розничном рынке (без выхода на оптовый). И то же предприятие решило построить собственную распределенную генерацию для своих нужд. Как это выглядит в цифрах, хотя бы приблизительно?
ДС: Переходя к цифрам, следует отметить, что стоимость электроэнергии сильно зависит от класса напряжения и региона. Диапазон варьируется от 5 рублей на высоком напряжении до 12–14 рублей на низком или на уровне СН2 (10 кВ). Для простоты возьмем среднее значение — 10 рублей за киловатт-час как конечную стоимость для потребителя. Эта сумма включает цену электроэнергии на оптовом рынке (сейчас около 2–2,5 рублей), стоимость транспортировки (достигающую 6–7 рублей в зависимости от региона) и сбытовую надбавку по договору со сбытовой компанией.
Что может предпринять потребитель для экономии? Первый вариант — построить генерацию на своей площадке за собственный счет. Он будет владеть ею, исключив затраты на услуги сбытовой компании. В первую очередь речь идет о газовой генерации на газопоршневых установках (ГПУ) или о генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Можно установить солнечную электростанцию для покрытия пиковых нагрузок.
ЕВ: А гибридный вариант возможен?
ДС: Да, гибридный вариант возможен: газопоршневая установка и солнечная генерация. Однако здесь необходим детальный расчет, учитывающий множество факторов: требуемую мощность, логистику доставки оборудования, уровень солнечной инсоляции, доступность подключения к газу и прочее. Это сложные экономические модели, требующие профессионального подхода.
Если рассматривать упрощенную модель на газовой генерации, то здесь предприятие инвестирует в строительство. Средняя стоимость строительства одного мегаватта газовой генерации «под ключ» составляет порядка 100 миллионов рублей.
ЕВ: Один мегаватт?
ДС: Да, цифры варьируются от 60–70 до 110 миллионов, но в среднем — 100 миллионов рублей за мегаватт. К этому добавляются затраты на газ (около 6 рублей за кубометр) и режим работы оборудования. Оборудование служит около 10 лет. Желательно эксплуатировать его не на 100% номинальной мощности, а с резервом, на 70–80%. Расчет себестоимости киловатт-часа зависит от режима работы предприятия: работает ли оно круглосуточно или только днем, по выходным и так далее. Условно, стоимость киловатт-часа от газовой генерации с учетом капитальных и операционных затрат можно оценить в 5–6 рублей.
Если говорить о солнечной генерации (ВИЭ), срок службы панелей превышает 20 лет. Строительство одного мегаватта солнечной электростанции обойдется примерно в 70–80 миллионов рублей. Для средней полосы России при горизонте планирования 20 лет себестоимость киловатт-часа составит около 4 рублей, что несколько ниже газовой генерации. Это расчет без учета стоимости заемных средств.
Сравнивая со стоимостью сетевой электроэнергии в 10 рублей, собственная генерация при наличии средств на инвестиции, безусловно, выгодна. Однако не все предприятия располагают такими возможностями.
ЕВ: Замечу, что стоимость подключения одного мегаватта к сетям также может быть сопоставима.
ДС: Да, если речь идет о новом подключении. Но 90–95% действующих потребителей уже подключены к сетям, имеют резерв мощности и технические условия. Когда мы говорим об экономии для уже работающего предприятия, рассматривается вариант перехода на собственную генерацию при наличии собственных средств. Это самый экономичный путь с существенным эффектом.
Если же предприятие не готово инвестировать самостоятельно, оно может привлечь специализированную компанию с рынка распределенной генерации. В этом случае возможна схема, аналогичная энергосервису: потребитель не вкладывает средства в строительство, а компания за свой счет возводит генерацию на площадке потребителя, владеет ею и обеспечивает поставку оговоренного объема энергии. К сожалению, нормативная база в этой области далека от совершенства. Она ориентирована преимущественно на оптовый рынок, который проще регулировать и контролировать, в отличие от множества мелких распределенных генераторов. Тем не менее компании, работающие по таким схемам с ВИЭ или газовой генерацией, на рынке присутствуют. Гибридные решения пока развиты слабо из-за определенных рисков — присутствует специализация либо на газе, либо на ВИЭ.
Следует учитывать, что ВИЭ-генерация — это долгосрочный проект со сроком службы более 20 лет, тогда как горизонт планирования в России в последнее время часто ограничивается двумя-тремя годами, а у кого-то и вовсе завтрашним вечером.
ЕВ: Дмитрий, вы упомянули, что регуляторика в электроэнергетике заточена под оптовый рынок, всех стараются свести на него. Сложно не согласиться. Но у нас конкурентная, а не плановая экономика. Если исходить из интересов бизнеса, на ваш профессиональный взгляд, является ли распределенная генерация выгодной?
ДС: В текущих условиях выгодна, но с определенными оговорками. В будущем же это весьма перспективное направление. Обратимся к мировым трендам. Происходит глобальный передел ресурсов. Традиционная оптовая генерация базируется на ископаемом топливе: газе, нефти, угле. Мы наблюдаем, как скачут цены на эти ресурсы. Россия, по имеющейся информации, входит в четверку крупнейших мировых экономик по объемам энергосистем наряду с Китаем, США и Индией. В этих странах в последние годы гигантский рывок совершила именно ВИЭ-генерация, в том числе распределенная. Активно строятся солнечные электростанции для собственных нужд. Это позволяет снизить зависимость от внешних ресурсов, что особенно актуально для Китая и Индии.
В России своя модель энергетики, свои ресурсы и особенности ценообразования. Однако в глобальном смысле распределенная генерация обладает ключевым преимуществом: быстрота возведения. Газовую генерацию можно построить менее чем за год. Солнечную электростанцию — за 3–4 месяца при наличии оборудования на складе.
Если панели приходится везти из-за рубежа (а по цене пока выгоднее именно Китай), строительство займет около полугода. Таким образом, получить электроэнергию можно в срок от полугода до года. Строительство крупных традиционных электростанций для оптового рынка занимает несколько лет, а атомных — десятилетия. Это плановые, глобальные проекты. Гидростанции во многом исчерпали свой потенциал вблизи потребителей. Малые ГЭС — отдельная тема. Для быстрого покрытия дефицита или обеспечения новых потребителей, например, центров обработки данных (ЦОД), распределенная генерация выглядит наиболее перспективной. Ее могут строить многие компании, в отличие от крупной генерации, где круг игроков ограничен. По программе до 2042 года на обновление электросетевой и генерирующей инфраструктуры требуется 63 триллиона рублей.
Почему бы часть этих средств не направить на развитие малого бизнеса в сфере распределенной генерации, который обеспечил бы локальных потребителей, ЦОД или промышленные предприятия, высвобождая централизованные мощности?
ЕВ: Это представляется даже более надежным в текущей геополитической ситуации. Собственная распределенная генерация, по сути, надежнее подключения к единой национальной сети, учитывая возможные риски для инфраструктуры. С точки зрения безопасности и бесперебойности энергоснабжения, в будущем это также выглядит выигрышнее.
ДС: Совершенно верно. Распределенная генерация безопаснее, так как отсутствуют протяженные сети и уязвимые подстанции, если объект находится на территории потребителя. Ее можно контролировать, наращивать мощность при необходимости (например, добавив еще одну газопоршневую установку для открытия второй линии завода). При привязке к сетям возникают вопросы доступности мощности и ее стоимости. Однако меняется и роль самого потребителя: он становится собственником генерирующего объекта и несет ответственность за его содержание и обслуживание.
ЕВ: То есть добавляются затраты на содержание и сохранность.
ДС: Да, потребитель должен включить в сферу своих интересов контроль над новым направлением — собственной генерацией, либо найти компанию, которая будет обслуживать ее по сервисному договору. В целом же наша энергосистема, как вы верно заметили, исторически построена на принципах плана ГОЭЛРО и заточена под централизацию: крупные станции, сети, множество потребителей. Это удобно для контроля и сбора платежей.
В последнее время в энергетическом сообществе обсуждается инициатива по снижению порога обязательной продажи на оптовом рынке с 25 до 5 мегаватт. Цель — предотвратить уход потребителей с оптового рынка на собственную генерацию. Ведь потребители видят рост цен, который, как сообщалось, будет опережать инфляцию. Затраты на содержание сетей и традиционной генерации растут, включая перекрестное субсидирование. Ситуация сложная.
Но просто открыть дорогу распределенной генерации нельзя, у любой медали есть обратная сторона. Если множество небольших потребителей (2–7 мегаватт) уйдут с оптового рынка, он лишится объемов, но затраты на сети и оплату мощности по договорам ДПМ останутся. Нагрузка на оставшихся потребителей возрастет. Те, у кого тариф был 7–8 рублей, после перераспределения нагрузки увидят 12–14 рублей и тоже задумаются об уходе. Это может нарушить баланс системы, хотя затраты на содержание сетей и генерации сократятся не сразу. Чтобы не разрушить существующую архитектуру, действовать необходимо гармонично, но и ограничивать развитие тоже нельзя.
ЕВ: Добавлю, что план ГОЭРЛО принимался в совершенно другую эпоху, сто лет назад, с упором на гигантизм, крупные ГЭС, ГРЭС, ТЭЦ. Сейчас иная эпоха и потребности: цифровая трансформация, ЦОД, майнинг. Это новые, очень энергоемкие игроки. Рынок необходимо корректировать под современные запросы, не пытаясь втиснуть их в старые каноны.
ДС: Заключить их в старые правила невозможно. Люди всегда будут искать варианты обхода.
ЕВ: Мы должны быть впереди по технологическому прогрессу и суверенитету. Ограничения для бизнеса в этой сфере могут привести к потере прогресса.
ДС: Совершенно верно. При дорогой электроэнергии потенциальные предприниматели задумаются, стоит ли вкладываться в производство, если значительная часть выручки будет уходить на оплату энергии. Товар станет неконкурентоспособным, либо резко вырастет его цена. Предприниматели переориентируются на другие сферы — строительство, аренду, банковские вклады. С развитием искусственного интеллекта можно было бы смоделировать поведение игроков рынка, их порог чувствительности к цене энергии. Мы пока не говорим об эффективности затрат сетевых и генерирующих компаний, об адекватности их выручки. Но нужно признать: понятие «дешевая электроэнергия» в России уходит в прошлое. Дешевой энергии больше нет и не будет.
Для населения уже введены социальные нормы с тремя группами потребления. Например, для домохозяйства самый дешевый тариф действует до 1200 кВт·ч в месяц. Зимой для семьи из 4–5 человек в доме без газа уложиться в этот лимит сложно. Социальные нормы планируют снижать, выводя потребителей на более дорогую электроэнергию с 2027–2028 годов. К этому надо готовиться.
ЕВ: Многие к этому еще не привыкли.
ДС: Теперь о распределенной генерации. Во-первых, предлагается снизить порог с 25 до 5 мегаватт, чтобы всех контролировать на опте. Как это повлияет на развитие ЦОДов, пока неясно, но они будут развиваться. Во-вторых, обсуждается введение платы за всю присоединенную мощность, а не только за фактически потребленную. Сейчас предприятие, имеющее техприсоединение на 10 мегаватт, но потребляющее 2–3 мегаватта, платит только за потребленный объем. Сети обязаны содержать инфраструктуру под заявленные 10 мегаватт. Предлагается обязать потребителя оплачивать всю заявленную мощность с первого дня.
Это особенно чувствительно для предприятий с неравномерным графиком нагрузки: зимой потребление 5–7 мегаватт, летом — 2–3. При оплате полной мощности стоимость киловатт-часа для них вырастет в геометрической прогрессии. Специалисты это понимают, потребители пока не прочувствовали.
ЕВ: Понимают, но еще не ощутили на себе.
ДС: Да, но это произойдет скоро. Сейчас предприятия озабочены поиском сырья, уплатой налогов, сбытом продукции. Многие переходят на четырехдневную рабочую неделю. Крупные потребители вроде АвтоВАЗа и КАМАЗа уже работают по такому графику, обсуждается даже трехдневка. Смежники автоматически подстраиваются под этот режим.
ЕВ: Это связано с общей экономической ситуацией или непосредственно с энергетикой?
ДС: В первую очередь с экономикой, но это отражается и на энергетике. Снижение потребления сокращает базу для сбора средств на содержание сетей. Чтобы покрыть затраты, тарифы вынужденно повышают. Возникает замкнутый круг: дорожает энергия — предприятия уходят с рынка или переходят на собственную генерацию — падает потребление на опте — снова растут тарифы. Модель необходимо пересматривать.
Нельзя и запрещать развитие собственной генерации. Если снизить порог до 5, а потом и до 1 мегаватта, обязать платить за полную мощность при меньшем потреблении, предприятия начнут пересматривать техприсоединение. Анализ графика нагрузки покажет, что пики можно покрыть не за счет увеличения техприсоединения, а с помощью накопителей энергии или собственной генерации.
Если пики приходятся на дневное время, эффективен гибрид ВИЭ плюс газовая генерация. При наличии солнца работает ВИЭ, экономя газ и моторесурс ГПУ. В пасмурную погоду включается газовая генерация, не допуская превышения лимита. Это путь к снижению потребления из сети. Поиск правильного баланса и модели — задача для искусственного интеллекта, учитывающего поведение всех участников рынка.
Еще один важный ограничивающий фактор для распределенной генерации в России — высокая ключевая ставка Центробанка. Стоимость заемных денег может составлять до 30% в итоговой стоимости киловатт-часа при долгосрочных кредитах. Регулируя этот параметр, можно стимулировать или сдерживать развитие сектора. Хотим развития — нужны доступные кредиты под 5–10% через фонды развития.
ЕВ: Оставить как есть, и немногие смогут работать. То есть выбор стоит следующим образом: хочешь выжить — ищи способы, включая распределенную генерацию. Для бизнеса и экономики в целом предпочтительнее первый вариант.
ДС: Безусловно: новые рабочие места, рост производства.
ЕВ: Мое личное убеждение: с учетом текущей ситуации и развития искусственного интеллекта и ЦОД будущее за распределенной генерацией. Понятие дешевой электроэнергии кануло в лету, это нужно принять. Вопрос еще и в доступности энергоресурсов. Если оставить все как есть, бизнес может столкнуться с тем, что даже за большие деньги не получит доступ к сетям.
ДС: Такая вероятность есть. Но насколько много новых потребителей готовы строиться? Да, строятся заводы, ЦОД, потребление вроде бы растет. Однако по статистике за прошлый год суммарное потребление по России лишь не намного снизилось по сравнению с 2024-м.
ЕВ: Возможно, многие просто не знают о таком инструменте, как распределенная генерация.
ДС: Верно. Бизнес не выдерживает нагрузки и уходит. Самым быстрым и оптимальным способом обеспечения электроэнергией сейчас видится уход в островную генерацию.
ЕВ: То есть полное отключение от сетей. Это сложный и не для всех подходящий вариант.
ДС: Да, это решение подходит не всякому бизнесу. Принимать его нужно только после консультаций с профессионалами и детального расчета CAPEX, OPEX и рисков.
ЕВ: Мы еще не затронули тему регуляторных барьеров в распределенной генерации. Вы справедливо заметили, что модель заточена на оптовый рынок и гигантизм, а в сфере распределенной генерации регулирование пока недостаточно. Каковы, на ваш взгляд, главные барьеры, мешающие развитию этой экономической модели?
ДС: Ключевым ограничивающим фактором я считаю обязательное включение сетевой составляющей при заключении прямого договора поставки с розничным генератором. Фактически это навязывание платы за инфраструктуру.
ЕВ: Вы имеете в виду плату за развитие инфраструктуры?
ДС: Да. Даже если энергия от розничного генератора поступает напрямую к потребителю, минуя сети, но при этом у потребителя есть физическое подключение к сетям, согласно нормативной базе на каждый киловатт-час начисляется сетевая составляющая. Это сразу снижает привлекательность строительства такой генерации, поскольку ее стоимость сравнивается с оптовой, где капитальные затраты уже окуплены по программам ДПМ и не сидят в цене киловатт-часа. В распределенной генерации капзатраты закладываются в стоимость энергии, что делает ее неконкурентной.
Чисто юридических запретов на строительство собственной генерации мощностью до 25 мегаватт нет. Можно строить, продавать излишки при грамотной договорной конструкции. Рынок формально открыт. Барьеры лежат в экономической плоскости, но они закреплены в нормативных актах: требование об обязательном учете сетевой составляющей при наличии присоединения к сетям.
ЕВ: Мы как энергетики понимаем, почему сетевая составляющая присутствует в тарифах распределенной генерации. Избавиться от нее в рамках существующей модели рынка, вероятно, невозможно. Но, возможно, ее размер должен быть иным?
ДС: Да, можно было бы скорректировать нагрузку на бизнес. Модель действительно сложна. Значительная часть страны не подключена к сетям.
ЕВ: Например, Сахалин, остров Итуруп на Курилах.
ДС: Камчатка, Магадан — около 70% территории. Там функционируют дизельные электростанции. Около тысячи населенных пунктов находятся в изолированных зонах. Люди, живущие там, такие же граждане России и должны быть обеспечены электроэнергией на условиях, сопоставимых с жителями Москвы или юга, — по тем же тарифам.
ЕВ: Более того, на этих территориях развивается туризм. Например, на Итурупе наши клиенты жалуются на отсутствие сетей и дорогую электроэнергию, что сдерживает развитие эко-отелей и другой инфраструктуры, требующей энергии.
ДС: Безусловно, для комфортного отдыха нужна электроэнергия: вскипятить чайник, обеспечить горячую воду. Пока на таких территориях возможно использование ВИЭ или дизельной генерации. Но ВИЭ нестабильна, требуется дизельный резерв. Себестоимость дизельной генерации, по отчетам, колеблется от 40 до 600 рублей и выше за киловатт-час. Средняя цена несколько лет назад была около 40 рублей, сейчас приближается к 60. Но продается эта энергия населению по 3–4 рубля. Разница покрывается за счет оптового рынка через механизмы субсидирования (часто через «РусГидро»). Это перекрестное субсидирование, объем которого оценивается в 50–60 миллиардов рублей ежегодно. Если менять модель энергоснабжения, надо уходить от неэффективной дизельной генерации, переходить на ВИЭ, гибридные комплексы, сжиженный природный газ. Это позволит экономить миллиарды рублей и снизить нагрузку на систему.
Объем перекрестного субсидирования на оптовом рынке, несмотря на попытки его снизить, ежегодно растет. В этом году он вырастет до более чем 350 миллиардов рублей. Эти гигантские средства ложатся на плечи промышленных потребителей, которые задаются вопросом о причинах высокой стоимости энергии. Нужно комплексное решение. Программа модернизации неэффективной генерации на удаленных территориях буксует. Энергосервис там работает с трудом, сроки окупаемости проектов достигают 20 лет из-за экономии только на топливе. Нужно менять экономическую модель, чтобы инвесторы могли заходить с разумными сроками окупаемости в 10 лет.
ЕВ: То есть менять экономическую модель?
ДС: В первую очередь. Сначала разработать модель возврата инвестиций, затем подогнать под нее нормативную базу. Пока до этого руки не доходят. Наш тариф для населения субсидируется, по факту он должен быть выше. Либо нужно переводить население на рыночные тарифы.
ЕВ: Это невозможно. Повышение с введением градаций уже воспринято населением крайне тяжело, так как рост произошел в разы.
ДС: Действительно, рост был кратный.
ЕВ: Если перейти на полную себестоимость, счета будут колоссальными.
ДС: В таком случае стоит рассмотреть механизмы субсидирования строительства микрогенерации. Например, в Казахстане 50% стоимости оборудования субсидируется государством. У нас можно было бы субсидировать покупку микрогенерации для населения. Плюс внести изменения в закон о микрогенерации: лимит мощности хотят повысить с 15 до 150 кВт. Почему бы не разрешить людям инвестировать в установку на юге страны, где пиковые нагрузки летом совпадают с максимальной солнечной активностью? Это позволило бы срезать пики, не вкладывая миллиарды в традиционную генерацию. Фермеры могли бы ставить солнечные станции, базы отдыха — покрывать свои потребности в сезон, снижая нагрузку на сети.
Тогда отпала бы необходимость в многомиллиардных вложениях в развитие традиционной генерации. При этом необходимо анализировать эффективность расходования уже собираемых с рынка средств.
ЕВ: Как вы относитесь к ситуации с ЦОД и последним новостям о нежелании предоставлять им льготы по подключению, о планах внедрения принципа «бери или плати»? Правильно ли это? Или для нового бизнеса, такого как ЦОД, все же нужны льготные условия?
ДС: Ключевой вопрос: за чей счет будут эти льготы? Если ЦОД получит льготное подключение и пониженный тариф, разницу будут компенсировать остальные потребители. Возможно, эффективнее не раздавать льготы, а создавать условия для развития распределенной генерации под нужды ЦОД. Например, на совещании в Госдуме мы предлагали создавать специальные территории — аналоги особых экономических зон или индустриальных парков, где регион предоставляет налоговые преференции, а энергоснабжение осуществляется за счет локальной генерации без ухода на оптовый рынок. То есть строятся газопоршневые установки мощностью 25, 30, 50 мегаватт на площадке, и это считается распределенной генерацией. Чем больше мощность, тем дешевле киловатт-час до определенного предела.
Например, установка десяти станций по 5 мегаватт в индустриальном парке дает стабильного потребителя, позволяет генератору планировать деятельность и уйти от содержания сетей, так как все локально. При этом наличие нескольких потребителей позволяет эффективнее использовать резерв мощности (по принципу N+1), снижая удельные затраты. Мы уходим от льгот за чужой счет и приходим к развитию новой распределенной генерации, интересной средним игрокам, готовым взять на себя ответственность за энергоснабжение ЦОД.
ЕВ: Замечательно. Дмитрий Сергеевич! С вами можно говорить бесконечно, вы настоящий кладезь знаний и опыта. Дорогие друзья, оставляйте комментарии и вопросы. На этой прекрасной ноте мы, пожалуй, остановимся. Сегодня мы узнали много нового о распределенной генерации, о цифрах, о возможных альтернативных подходах в рамках правового поля. До новых встреч!
Все Новости
