Основные виды виэ
Ветроэнергетика преобразует энергию ветра в электрическую с помощью ветрогенератора. Ветрогенераторы бывают наземными, onshore, и установленными в море в прибрежных зонах, offshore. Наиболее перспективны для производства энергии прибрежные зоны, потому что скорость ветра в море в среднем на 90% выше, чем на суше. С другой стороны, турбины в море дороже устанавливать и обслуживать.
Районы с сильными и постоянными ветрами наиболее предпочтительны для ветропарков. Как правило, в год ветряные турбины полностью нагружены от 16 до 57% времени, но в благоприятных морских районах этот показатель может быть и выше.
Ветроэнергетика — абсолютный лидер в общем объеме генерации инновационных ВИЭ, если не учитывать гидроэнергетику и ядерную энергетику.
Ветроэнергетика в последнее десятилетие была ведущим источником новых мощностей в Европе, США и Канаде и вторым по величине в Китае. В Дании ветрогенерация удовлетворяет 47% спроса на электроэнергию, в Ирландии — более 30%, а в Португалии и Испании — более 20%.
Во всем мире долгосрочный технический потенциал энергии ветра, как полагает Международное энергетическое агентство (МЭА), в пять раз превышает общее текущее мировое производство энергии — или в 40 раз превышает текущий спрос на электроэнергию при условии, что все необходимые практические барьеры преодолены. Человечество теоретически может удовлетворить все свои потребности в электроэнергии за счет ветряков.
Солнечная энергетика. Этот вид энергетики преобразует электромагнитное солнечное излучение в электрическую или тепловую энергию. Глобально есть две возможности получения такой энергии.
Первая — фотоэлектрические элементы, Solar PV. Это солнечные панели, работающие на явлении внутреннего фотоэффекта.
Вторая — так называемые концентрированные солнечные тепловые системы, CSP. В этом случае энергия солнца используется косвенно: как правило, чтобы превратить воду в пар, а потом преобразовать кинетическую энергию пара в электричество.
Но есть и несколько сложностей:
- Зависимость от погоды и времени суток.
- Сезонность в средних широтах и несовпадение периодов выработки и потребности в энергии.
- При промышленном производстве — необходимость дублирования солнечных энергетических установок традиционными сопоставимой мощности.
- Высокая стоимость конструкции, связанная с применением редких элементов, например индия и теллура.
- Нагрев атмосферы над электростанцией.
- Необходимость использовать большие площади.
- Сложность производства и утилизации самих фотоэлементов из-за содержания в них ядовитых веществ.
Солнечная энергетика — самый быстрорастущий сегмент ВИЭ. Если 10 лет назад на долю солнечной энергии приходилось менее 1% мощностей в мировой электрогенерации, то в конце 2020, по оценкам МЭА, уже 9%. По прогнозам агентства, к 2040 году доля увеличится до 24%. По объемам генерации солнечная электроэнергия догонит ветровую к 2030 году.
Гидроэнергетика. На этих электростанциях используется потенциальная энергия водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Также возможно использование кинетической энергии водного потока — на так называемых свободнопоточных, бесплотинных ГЭС.
У гидроэнергетики есть свои особенности:
- Себестоимость электроэнергии на ГЭС существенно ниже, чем на всех иных видах электростанций.
- Генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от уровня потребления энергии.
- Значительно меньшее воздействие на воздушную среду по сравнению с электростанциями, работающими на ископаемом топливе.
- Строительство ГЭС обычно очень капиталоемкое.
- Часто эффективные ГЭС удалены от потребителей, что создает дополнительные затраты, связанные с передачей электроэнергии.
- Водохранилища занимают значительные территории, изымая их из сельскохозяйственного оборота, но в то же время могут благоприятно влиять в других вопросах: смягчается климат в прилегающем районе, накапливается вода для орошения.
- Плотины зачастую меняют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, но при этом благоприятствуют рыбоводству и увеличению запасов рыбы в самом водохранилище.
Лидеры по выработке гидроэнергии на душу населения — Норвегия, Исландия и Канада. Активное гидростроительство ведет Китай, для которого это основной потенциальный источник энергии. Там же размещено до половины малых гидроэлектростанций мира.
По прогнозам МЭА, расти этот сектор будет медленнее ветряной и солнечной генерации, но по объемам к 2040 году все еще будет их опережать.
Биоэнергетика. Эта отрасль энергетики специализируется на производстве энергии из биотоплива. Биотопливо получают из сырья в результате переработки биологических отходов. Существуют также проекты разной степени проработанности, направленные на получение биотоплива из целлюлозы и различного типа органических отходов, но эти технологии находятся в ранней стадии разработки или коммерциализации.
Различают три вида биотоплива:
- Твердое — дрова, брикеты, топливные гранулы, щепа, солома, лузга, торф.
- Жидкое — для двигателей внутреннего сгорания. Например, биоэтанол, биометанол, биобутанол, диметиловый эфир, биодизель.
- Газообразное — биогаз, биоводород, метан.
Геотермальная энергетика. Здесь для производства электроэнергии используется тепловая энергия недр земли. Также эта энергия часто применяется для отопления и горячего водоснабжения. Такой вид энергии чаще всего используется в вулканических зонах, например в Исландии, Новой Зеландии, Японии. Но крупнейший производитель геотермальной энергии — США.
Главное преимущество геотермальной энергии — ее практическая неиссякаемость и полная независимость от условий окружающей среды, времени суток и года, что недостижимо для многих других отраслей ВИЭ.
К недостаткам можно отнести:
- Ограниченное количество мест, пригодных для постройки электростанций.
- Большие расходы на строительство.
- Риск остановки работы из-за естественных изменений в земной коре, повышенной сейсмической активности или превышения нормы закачки воды в породу.
- Возможность выделения через эксплуатационную скважину горючих или токсичных газов или минералов, содержащихся в породах земной коры.
Как дпм питает энергетику / эпизоды из нашей экономической реальности / conomy people
В 2020 году для стимулирования сокращения дефицита мощностей в экономике (отчасти только прогнозируемого) регуляторами энергетического рынка была инициирована программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая была призвана создать условия для финансирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.
Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов, на сайте Минэнерго можно найти следующую структуру общего объёма программы:
На начало 2020 года по программе ДПМ оставалось ввести около 7,5 ГВт. Реализация проекта привела к неожиданной проблеме — мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2020 году примерно на 30%. Существенная величина, которая привела к избытку мощности в экономике. В связи с переизбытком предложения генерирующие компании пытаются сдвинуть сроки по ещё не введённым объектам или же перенести задним числом сроки ввода уже сданных объектов в тех случаях, когда эти сроки оказались нарушенными, что привело к санкциям.
В преддверии завершения программы регуляторы энергетического рынка разошлись во мнениях, стоит ли продлевать эту программу. Несмотря на то, что дефицит мощностей сменился существенным профицитом, в отрасли осталась одна весомая проблема — сильный износ уже работающих мощностей. Для постепенного вывода ветхих фондов и их замены новыми необходимо сохранить имеющийся в отрасли денежный поток, для чего нужно либо продлить программу ДПМ, либо придумать иные механизмы привлечения средств в отрасль.
Среди вариантов, не считая сохранения не самой эффективной по мнению экспертов энергетического рынка программы ДПМ, Минэкономики называет повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), куда мощности, построенные по ДПМ, попадают в обязательном порядке, и механизм гарантирования инвестиций, что, по-видимому, соответствует принятому в распределительной энергетике RAB-регулированию тарифов, нацеленному на возврат инвестированных средств посредством гарантированной государством доходности на инвестированный капитал.
Против продления программы ДПМ говорит то, что в стоимости электроэнергии для конечного потребителя надбавка за мощность по программе ДПМ может составлять до 10% от тарифа. Впрочем, недофинансирование может через некоторое время привести к тому, что потребуются новые экстренные меры, вроде той же программы ДПМ, принятой несколькими годами ранее. Затраты на инвестиции всё равно нужно возвращать, в противном случае просто не будет желающих их осуществлять. Делать это лучше постепенно, используя эффективные механизмы привлечения средств в отрасль.
Также не до конца ясно возможное влияние отказа от программы ДПМ на сбытовые компании. Сбытовая надбавка рассчитывает в процентах от стоимости электроэнергии, снижение которой может также привести к снижению доходов сбытовых компаний. В конечном счёте потребитель выиграет вдвойне, однако пострадает отрасль. Вариант с полным отказом от любых механизмов привлечения инвестиций в генерирующую отрасль выглядит маловероятным. Кроме того, пик платежей по программе ДПМ приходится на 2021−2022 годы. Перспектива по российским меркам достаточно отдалённая, скорого прекращения поступления средств ждать не стоит. С учётом необходимости модернизации устаревших мощностей велика вероятность, что при помощи старых или новых механизмов финансирование отрасли за счёт потребителей сохранится.
Изображение: http://atomproekt.com/activitycategories/generation/
Компании сектора виэ
В соответствии с базовым сценарием МЭА мощность генерации возобновляемых источников энергии возрастет еще на 50% к 2024 году. МЭА прогнозирует, что солнечная энергетика будет обеспечивать большую часть этого роста. Учитывая это, компании, ориентированные на солнечный сектор, имеют лучшие перспективы роста.
Нас интересуют компании, которые генерируют свободный денежный поток и имеют сильные балансы. У них есть преимущество перед финансово более слабыми конкурентами: более широкий доступ к капиталу, необходимому для финансирования роста. Вот почему инвесторы должны сосредоточить свое внимание на финансово сильных компаниях этой отрасли. Но рост ради роста тоже не обогатит акционеров, поэтому надо смотреть и на отдачу от инвестиций.
Глобально я разделяю все компании сектора ВИЭ на два типа:
- Компании, занимающиеся производством и дистрибуцией энергии.
- Компании, занимающиеся производством оборудования и технологическими разработками в сфере ВИЭ.
Впрочем, ничто не мешает эти подходы совмещать. Кратко рассмотрим крупнейшие компании в секторе чистой энергетики.
В 2020 году NextEra владела 15,1 ГВт ветровой и 2,5 ГВт солнечной энергетической мощности, а также 11 ГВт новых проектов в области возобновляемых источников энергии.
NextEra Energy продает электроэнергию конечным пользователям в рамках долгосрочных соглашений о покупке электроэнергии с фиксированной ставкой, PPA. Эта бизнес-модель делает компанию надежной и для партнеров, и для инвесторов. Контракты с фиксированной ценой обеспечивают предсказуемый денежных поток, которого компании хватает и на реинвестирование в новые разработки для продолжения роста.
NextEra дополняет свою стабильную деятельность одним из самых высоких кредитных рейтингов среди крупнейших электроэнергетических компаний. Компания располагает финансовыми возможностями для инвестирования десятков миллиардов долларов в разработку новых проектов в области возобновляемых источников энергии, причем значительная часть этих средств будет направлена на солнечную энергию.
Эти инвестиции должны обеспечить рост доходов не менее чем на 6—8% в год до 2022 года, позволяя при этом увеличивать дивиденды примерно на 10% ежегодно в течение этого периода. Эти факторы двойного роста дают NextEra возможность опережать рынок в ближайшие годы.
First Solar (FSLR) — специализируется на производстве тонкопленочных солнечных модулей, где в качестве полупроводника используется теллурид кадмия вместо кристаллического кремния, применяемого в большинстве других панелей. Модули First Solar имеют больший размер и стоят дороже, но они могут производить больше энергии на панель, что делает их энергию дешевле. Такие панели становятся отличным решением для коммунальных компаний.
First Solar вложила значительные средства в исследования и производство, чтобы оставаться на шаг впереди конкурентов. Компания начала выпуск своего новейшего продукта, модуля Series 6, в 2020 году. Она инвестировала в этот продукт более миллиарда долларов, включая строительство производственных мощностей в США и Азии.
Еще одной движущей силой роста First Solar в солнечном секторе служит то, что компания имеет один из лучших балансов в отрасли: завершила 2020 год с чистой суммой денежных средств на балансе в размере 2,1 млрд долларов против 600 млн долга.
Это дает возможность продолжать инвестировать в разработку продуктов. При этом у большинства конкурентов много долгов, поэтому они платят проценты сторонним кредиторам. Сильный баланс First Solar не только снижает затраты, но и дает возможность дальше расширять производственные мощности.
Brookfield Renewable Partners (BEP) — лидер в гидроэнергетике, созданный управляющей компанией Brookfield Asset Management для эксплуатации возобновляемых источников энергии по всему миру. Первоначально компания ориентировалась на владение гидроэлектростанциями, сейчас она эксплуатирует ветряные и солнечные мощности, а также энергетические хранилища. В 2020 году гидроэнергетика все еще приносит компании 70% выручки.
Brookfield продает большую часть энергии по договорам с фиксированной ставкой. Эти соглашения помогают изолировать денежные потоки компании от тарифов на электроэнергию, которые могут быть весьма нестабильными, особенно в Колумбии и Бразилии, где компания также работает.
Поскольку Brookfield Renewable Partners генерирует такой предсказуемый денежный поток, компания возвращает деньги инвесторам через высокие дивиденды. Цель — распределять 80% своего денежного потока, а оставшееся инвестировать в проекты. Эти проекты в сочетании с повышением ставок по контракту позволят компании увеличивать свой денежный поток на 6—11% в год до 2022 года, что даст возможность повышать дивиденды на 5—9% в год.
Также Brookfield Renewable занимается приобретением более слабых в финансовом отношении компаний.
SolarEdge Technologies (SEDG) занимается оптимизацией возобновляемой энергии. Компания разработала оптимизированное инверторное решение, которое улучшило процесс преобразования энергии постоянного тока от солнечных панелей в переменный ток, используемый электрической сетью.
Интеллектуальное инверторное решение компании позволяет солнечным батареям максимизировать выработку электроэнергии при одновременном снижении затрат на ее производство.
Компания также совершила несколько покупок вне солнечного рынка. Например, в 2020 и 2020 годах SolarEdge заключила несколько сделок, чтобы расширить свои возможности на рынке накопителей энергии. Это дальновидное решение, с учетом того, что хранение энергии — один из ключевых факторов развития отрасли. Еще SolarEdge приобрела компании, ориентированные на перезарядку аккумуляторов: прицел на рынок электромобилей.
В некотором смысле SolarEdge стремится стать вертикально интегрированной компанией — подобно Tesla. Это расширит возможности для перекрестных продаж компонентов на смежные рынки возобновляемых источников энергии.
Enphase Energy (ENPH) — лидер в области микроинверторов. Компания специализируется на производстве инверторов, которые преобразуют постоянный ток от солнечных батарей в переменный. Подход Enphase отличается от подхода SolarEdge: инверторы Enphase преобразуют солнечную энергию напрямую, в то время как оптимизаторам SolarEdge требуется дополнительный компонент. Подход SolarEdge в целом несколько дешевле, но микроинверторы Enphase Energy более эффективны.
Ormat Technologies (ORA) — лидер в геотермальной энергетике. Компания управляет портфелем геотермальных и энергетических установок в США, Центральной Америке, Азии и Африке. Также проектирует, производит и продает энергетическое оборудование и другие продукты сторонним геотермальным операторам. Ormat получает 67% дохода от продажи электроэнергии, остальное — от продажи продукции.
Как и многие энергетические компании, большую часть электроэнергии Ormat продает в рамках долгосрочных контрактов с фиксированной стоимостью. Эти контракты обеспечивают предсказуемый денежный поток. Хотя компания использует эти средства и для выплаты дивидендов, основную часть она реинвестирует в расширение деятельности.
Инвестиции Ormat в новые мощности по производству геотермальной энергии позволили постоянно увеличивать прибыль. С 2020 по 2020 год скорректированная EBITDA компании увеличилась с 273 до 384 млн долларов. Компания ожидает, что рост продолжится.
Ormat управляет суммарными мощностями по генерации более чем в 900 МВт в 25 странах мира. Крупнейшие мощности — около 600 Мвт — находятся в США, еще около 150 МВт — в Кении. У компании в планах нарастить мощности до 1150 МВт к 2022 году. Для этого уже запускают новые геотермальные проекты в США, Гваделупе и Кении и проекты по солнечной энергетике в США.
Terraform Power (TERP) — ориентирована на ветер и солнечную энергию в Северной Америке и Западной Европе. Это еще одна компания по производству возобновляемых источников энергии, управляемая Brookfield Asset Management.
Terraform Power продает большую часть электроэнергии в рамках долгосрочных контрактов с фиксированной ставкой. Эти соглашения обеспечивают компании предсказуемый денежный поток. 80% денег выплачивают акционерам через дивиденды. Это позволяет сохранить часть средств для инвестиций — например для переоснащения некоторых старых ветряных электростанций.
NextEra Energy Partners (NEP) — это партнерское товарищество с ограниченной ответственностью, Master limited partnership, созданное компанией NextEra Energy. Компания создана для инвесторов, стремящихся к высоким дивидендным доходам. NextEra Energy Partners приобретает и владеет ветряными и солнечными мощностями, а также газопроводами в Северной Америке.
Обе компании обычно совершают как минимум одно крупное приобретение каждый год. Например, в марте 2020 года NextEra продала партнерству портфель из шести ветроэнергетических проектов за 1,02 млрд долларов. Эта сделка позволила NextEra Energy Partners увеличить свои дивиденды на 15%, что дало компании возможность обеспечить план увеличения выплат с 12 до 15% годовых до 2024 года.
Atlantica Yield (AY) — крупная инфраструктурная компания, владеющая портфелем возобновляемых энергетических активов, а также инфраструктурой передачи электроэнергии. В 2020 году компания получила около 68% своего дохода от возобновляемых источников энергии.
Портфель состоит из ветряных и солнечных электростанций в США, Испании, Южной Африке и Уругвае, а также небольшого гидроузла в Перу. Кроме того, компания эксплуатировала работающую на природном газе электростанцию в Мексике, линии электропередач в Перу и Чили и опреснительные установки в Алжире.
Atlantica Yield получила долгосрочные фиксированные контракты для всех своих ожидаемых мощностей. Эта стратегия позволяет генерировать предсказуемый денежный поток, основную часть которого компания возвращает инвесторам через высокие дивиденды. Компания использует оставшиеся денежные средства и свой сильный баланс для расширения портфеля. Планирует увеличивать дивиденды на 8—10% в год до 2022 года.
Механизм госгарантирования инвестиций в электроэнергетике: первый опыт
Постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. № 215-р утверждена Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики. Целью ее разработки является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценное удовлетворение нужд экономики страны в электрической и тепловой энергии, что невозможно без решения главной проблемы отрасли — преодоления дефицита мощности.
Одним из инструментов реализации Генеральной схемы должно стать использование механизма гарантирования инвестиций для финансирования строительства объектов по производству электрической энергии и, соответственно, для формирования перспективного технологического резерва мощностей в условиях прогнозируемого дефицита в данной сфере.
Всего с применением указанного механизма планируется ввести генерирующие объекты суммарной мощностью 5 000 МВт.
Механизм гарантирования инвестиций (далее – МГИ) был одобрен По-становлением Правительства России еще в декабре 2005 г. однако реальное использование его началось только в 2007 г. Целью создания МГИ является привлечение инвестиций в строительство новых объектов генерации в регионах с дефицитом мощности или с прогнозируемым возникновением такого дефицита, а также в зонах, где существуют проблемы с поиском инвестора без дополнительных гарантий возврата вложенных средств.
Приказом Минпромэнерго РФ в 2006 г. были утверждены Правила, в соответствии с которыми по согласованию с Минэкономразвития РФ, Федеральной антимонопольной службой России, Федеральной службой по тарифам РФ и с учетом предложений органов исполнительной власти субъектов РФ определен перечень площадок для строительства энергообъектов с использованием МГИ, объемы генерирующей мощности и сроки ввода в эксплуатацию.
Принципы реализации МГИ
Основными принципами привлечения инвестиций в строительство генерирующих объектов в соответствии с Правилами являются:
а) плановый характер прогнозирования уровня дефицита электрической мощности, связанного с перспективным технологическим резервом и требуемым объемом генерации;
б) обеспечение возврата и необходимой прибыльности капитала, вложенного в строительство; такой подход гарантирует инвестору компенсацию его затрат специальными целевыми платежами, порядок и сроки перечисления которых устанавливаются договором на оказание услуг по формированию перспективного технологического резерва мощностей;
в) приоритет в сооружении объектов, осуществляющих производство электрической энергии с использованием новейших технологий;
г) конкурентный характер отбора инвестиционных проектов;
д) ограничение срока применения МГИ, объема установленной мощности и количества площадок; другими словами, законодательство не предполагает использование МГИ бесконечно долго и в отношении строительства каких-то иных объектов, кроме генерирующих, поскольку это льготный механизм покрытия рисков инвесторов именно в данной сфере.
Конкурентный характер отбора инвестиционных проектов
Выбор инвестора происходит в соответствии с Правилами, утвержденными приказом Минпромэнерго РФ3.
Федеральное агентство по энергетике РФ (Росэнерго) проводит конкурс инвестиционных проектов на основании отдельного приказа Минпромэнерго РФ о строительстве генерирующего объекта на определенной территории с заданными параметрами мощности и сроком ввода в эксплуатацию.
К участию в конкурсе допускаются любые российские и иностранные субъекты предпринимательской деятельности. Росэнерго, являясь организатором конкурса, формирует конкурсную комиссию из числа своих представителей, а также специалистов Минпромэнерго, МЭРТ, ФАС, ФСТ (от 5 до 11 человек).
На первом этапе осуществляется проверка участников на соответствие предварительным квалификационным требованиям согласно закрытому перечню. В частности, рассматривается финансовая устойчивость компании претендента, определяемая величиной уставного капитала, объемом общих и заемных средств, а также основными финансовыми показателями за три предшествующих года.
В конкурсной документации может содержаться и дополнительный перечень документов, предоставляемых участником по его желанию, но отсутствие которых не рассматривается как причина для отказа в допуске ко второму этапу конкурса.
На втором этапе происходит отбор инвестиционных проектов, соответствующих требованиям, указанным в конкурсной документации, а также рассмотрение, оценка и сопоставление технических и финансовых предложений.
Техническое предложение касается порядка реализации инвестиционного проекта и характеристик генерирующего объекта. В финансовом предложении оговариваются величина ежегодной платы за оказание услуг по формированию перспективного технологического резерва и формула расчета тарифа на электрическую энергию, производимую генерирующим объектом, если в качестве основного топлива будут использоваться газ или иные виды ресурсов (уголь, мазут, гидроресурсы, ядерное топливо, другой источник первичной энергии), в соответствии с параметрами и требованиями, установленными в конкурсной документации.
Организатор конкурса и конкурсная комиссия вправе привлекать экспертов, в том числе создавать экспертные советы при конкурсной ко миссии на любом этапе подготовки и проведения конкурсов с целью сопровождения конкурсных процедур и обеспечения обоснованности принятия решений по оценке.
Установленная мощность генерирующего объекта, отобранного для строительства по результатам кон курса, не может быть ниже производственных характеристик оборудования предприятий-участников оптового рынка электрической энергии, а именно 25 МВт”. Это связано с тем, что с момента ввода генерирующего объекта в эксплуатацию исполнитель инвестиционного проекта получает статус субъекта ОРЭМ.
Среди представленных на конкурс инвестиционных проектов отбирается проект с наименьшей стоимостью. Данная величина определяется в результате деления прогнозируемой валовой выручки от оказания услуг по формированию перспективного технологического резерва и продажи электрической энергии на величину прогнозируемого совокупного объема произведенной электрической энергии. Итог рассчитывается на период оплаты услуг по формированию резерва с применением ставки дисконтирования. Подробный порядок и условия проведения конкурсов устанавливаются в конкурсной документации.
По итогам отбора инвестор (победитель), СО ЕЭС5 и Росэнерго заключают трехсторонний договор, проект которого является неотъемлемой частью конкурсной документации. При этом в силу гражданско-правовой природы данного договора окончательный вариант стороны разрабатывают совместно, что позволяет инвестору обусловить принципиальные для него вопросы. В первую очередь в договоре закрепляются обязательства сторон: инвестор должен построить и ввести объект в эксплуатацию в течение установленного срока, а СО ЕЭС — компенсировать расходы на строительство (также в оговоренное время, но не ранее момента ввода).
Порядок возврата инвесторам вложений при строительстве объектов
Сооружение каждого генерирующего объекта с помощью МГИ является Приказ Минпромэнерго РФ от 20 июня 2006 г. № 137 “Об утверждении Правил проведения конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии».
Сооружение каждого генерирующего объекта с помощью МГИ является предметом отдельного инвестиционного проекта.
Реализация проектов осуществляется инвесторами в форме капитальных вложений за счет собственных и (или) привлеченных средств. Возврат средств, направленных на строительство, производится в виде платы за услуги по формированию перспективного технологического резерва, которая перечисляется инвестору до окончания срока действия заключенного с Росэнерго и Системным оператором трехстороннего договора. Кроме того, выплаты происходят с учетом фактического выполнения обязательств инвестора по поддержанию сооруженных генерирующих объектов в состоянии готовности к производству в течение периода, определенного условиями договора. Порядок и условия поддержания готовности устанавливаются в соответствии с требованиями планирования и ведения Системным оператором электроэнергетических режимов ЕЭС России, а также с Правилами работы оптового рынка электрической энергии (мощности).
В случае неисполнения указанных обязательств плата за услуги уменьшается пропорционально разнице между договорным и фактическим периодом готовности генерирующего объекта к производству. При этом для расчета размера указанной платы в часы максимума нагрузок применяется штрафной коэффициент, установленный Правилами проведения конкурсов.
Следует подчеркнуть, что особенностью МГИ в энергетике являются гарантии возврата вложений: после принятия объекта в эксплуатацию в договорной срок инвестору компенсируется разница между сложившейся на рынке ценой электроэнергии и той стоимостью, которая необходима для окупаемости проекта. Требуемые для этого средства планируется включить в тариф Системного оператора в виде дополнительной платы за мощность.
Первый опыт
В настоящее время объявлены конкурсы на сооружение трех объектов: в районе подстанции в Тарко-Сале (Тюменская энергосистема) мощностью 1000—1200 МВт; на площадке Уренгойской ГРЭС в Ямало-Ненецком АО мощностью 1 000— 1200 МВт; на площадке в районе Серовской ГРЭС в Свердловской области мощностью 600—660 МВт. Конкурсы позволят привлечь в развитие генерации 141 млрд руб. с обеспечением новых вводов в период 2020— 2020 гг.
В октябре 2007 г. состоялся первый этап конкурса на строительство подстанции в Тарко-Сале. Основными критериями отбора участников был показатели чистых активов и финал совой устойчивости. По итогам от сеялись две компании; во второй ту подачи инвестиционных предложений вышли: ООО «РН-Пурнефтегаз» («Роснефть»), ОАО «Северная энергетическая компания» (СП «НОВАТЭКа» и ОГК-5), ОАО «СибурТюменъГаз» («СИБУРХолдинг») и ОГК-37. Данные участники в апреле 2008 г. должны представить свои инвестиционные проекты. Победителя конкурса объявят до 3 июня 2008 г.
После определения победителя можно будет подводить первые итога реализации МГИ, однако уже сейчас активность инвесторов, принимающих участие в конкурсах с использованием механизма гарантирования инвестиций, показала, что компании заинтересованы в проектах, где государство предоставляет такой инструмент покрытия рисков.
Надо отметить, что в настоящее время профильные ведомства рассматривают возможность распространения действия МГИ и на сетевой комплекс. В случае утверждения соответствующего решения возникнет необходимость внесения изменений в нормативную базу, что, как свидетельствует предыдущий опыт внедрения МГИ, процесс достаточно долгий.
Нефтяные гиганты и виэ
Крупнейшие нефтегазовые гиганты также не отстают от тренда инвестиций в чистую энергетику.
Royal Dutch Shell (RDS). Компания сокращает свои капзатраты, 45% этого сокращения придется на долю разведочного бизнеса. Также компания сократила дивиденды с 47 до 16 центов на акцию — впервые со времен Второй мировой войны.
Несмотря на хаос на мировых рынках нефти, Shell будет поддерживать свои инвестиции в ВИЭ и говорит об их росте. В 2020 году экономия Shell должна составить 20 млрд долларов, четверть этой суммы получит объединенное подразделение, занимающееся поставками газа и новыми видами энергии.
Shell — лидер среди нефтяных компаний, активно инвестирующих в проекты, связанные с экологически чистой энергией. Это, например, немецкая компания по хранению энергии Sonnen, американский производитель солнечной электроэнергии Silicon Ranch и проекты по прибрежной ветроэнергетике в Европе и США.
British Petroleum (BP) также инвестирует в ВИЭ. Совместно с Bunge создано предприятие BP Bunge Bioenergia, которое объединяет усилия в области биоэнергетики и производства этанола из сахарного тростника. Компания имеет долю в ветрогенерации в семи штатах США, в том числе на Гавайях.
Отдельный интересный проект BP — разработка цифровых платформ для снабжения транспорта и домохозяйств чистой энергией.
Total (TOT). Французский энергетический гигант установил для себя к 2025 году целевой показатель мощности производства электроэнергии из возобновляемых источников в 25 ГВт. Компания планирует значительно расширить долю ВИЭ в своем портфеле к 2035 году.
Total планирует воспользоваться опытом своих филиалов: Total Solar, Total Eren, Total Quadran и SunPower. Через них Total укрепляет свои позиции в области фотоэлектрической солнечной энергии, ветроэнергетики, биоэнергетики, гидроэнергетики.
Chevron (CVX). Американский нефтепроизводитель также расширяет использование возобновляемых источников энергии для обеспечения своей деятельности. Компания уже приобрела мощности на 65 МВт ветровой энергии в Западном Техасе и 29 МВт солнечной энергии в Южной Калифорнии.
Chevron также сотрудничает с Pacific Ethanol, Waste Management и CalBio в области возобновляемого транспортного топлива.
С такими курсами развития нефтегазовые гиганты превратятся в крупнейшие мировые энергетические компании с солидной долей ВИЭ среди своих активов. И они также станут весомыми игроками на рынке зеленой энергетики. Можно сказать, что, инвестируя сегодня в нефтяных гигантов, вы уже вкладываетесь в возобновляемую энергетику.
Российские компании. «Лукойл» уже на протяжении 10 лет инвестирует в ВИЭ. Основные активы компании в этой сфере — гидроэлектростанции в Краснодарском крае и республике Адыгея общей мощностью 297 МВт. Также «Лукойл» владеет ветропарками в Румынии и Болгарии суммарной мощностью 208 МВт и небольшими солнечными электростанциями.
Риски и барьеры для зеленой энергетики
Капитальные расходы. Наиболее очевидный и широко разрекламированный барьер для возобновляемой энергии — затраты, в частности капитальные, первоначальные затраты на строительство и установку солнечных и ветряных электростанций. Как и большинство возобновляемых источников энергии, солнечная и ветровая энергия чрезвычайно дешевы в эксплуатации: их «топливо» бесплатное, а техническое обслуживание минимальное. Поэтому основная часть расходов — это создание технологии.
Более высокие затраты на строительство могут повысить вероятность того, что финансовые учреждения будут воспринимать возобновляемые источники энергии как рискованные и одалживать деньги по более высоким ставкам. Для электростанций, работающих на природном газе и других ископаемых видах топлива, стоимость топлива может быть передана потребителю, что снижает риск, связанный с первоначальными инвестициями, — хотя и увеличивает риск непредсказуемых счетов за электричество.
Еще более обнадеживает то, что капитальные затраты на возобновляемые источники энергии резко снизились с начала 2000-х и, вероятно, будут снижаться дальше. Например, между 2006 и 2020 годами средняя стоимость самих фотоэлектрических модулей упала с 3,5 до 0,72 $ за ватт — снижение на 80% всего за 10 лет.
Размещение и передача электроэнергии. Ядерная энергия, уголь и природный газ — централизованные источники, то есть нужно относительно небольшое число электростанций высокой мощности. С другой стороны, ветер и солнечная энергия предлагают децентрализованную модель, в которой небольшие генерирующие станции, расположенные на большой территории, работают вместе.
Децентрализация предлагает несколько ключевых преимуществ — в том числе устойчивость сети, — но она также создает барьеры: это выбор места и передача.
Выбор места означает необходимость переговоров, контрактов, разрешений на землю, которые могут увеличить затраты и задержать проекты.
Под передачей понимаются линии электропередач и инфраструктура, необходимые для перемещения электричества от места производства к месту потребления. Исследование, проведенное Международным энергетическим агентством в 2020 году, показывает, что затраты на передачу для ветра примерно в три раза превышают затраты на передачу электроэнергии от угля или ядерной энергии.
Избыточные затраты растут, так как неустойчивые возобновляемые источники энергии получают все большую долю в общем объеме.
Вот некоторые из причин более высоких затрат:
- Необходимо построить непропорционально больше линий для ветровой и солнечной энергии, поскольку линии электропередач необходимо масштабировать не до средней мощности, а до максимальной. Выработка энергии от ветра обычно доступна 25—35% времени, от солнца — 10—25%.
- Как правило, между местом, где происходит использование возобновляемой энергии, и местом потребления расстояние гораздо больше, чем при традиционном производстве.
- Возобновляемая энергетика и установленное вспомогательное оборудование не обладают таким же уровнем контроля над аспектами энергосети — мощностью тока, амплитудой, — как электростанции, работающие на ископаемом топливе. Это требует дополнительных затрат.
Доступность. Самая большая проблема с основной возобновляемой энергией — это прерывистость. Энергия ветра вырабатывается только в ветреную погоду, энергия солнца — только в солнечную. Это создает несколько фундаментальных трудностей, одна из которых — необходимость резервирования энергии, что ведет к дополнительным затратам.
После того как в электрическую сеть добавляется даже небольшой процент солнечной энергетики, необходимы батареи, чтобы сгладить перерывы в генерации.
Есть и другие проблемы. Сильные штормы могут нарушить электроснабжение на несколько дней в любое время года. По этой причине, если система будет работать только на возобновляемых источниках энергии, необходимо иметь резервный аккумулятор.
Ископаемое топливо хранить относительно недорого, в то время как затраты на хранение электроэнергии огромны. Они включают в себя как стоимость системы хранения, так и потерю энергии в хранилищах.
Всего существует три основных возможности резервирования:
- Резервные турбины, работающие на природном газе или дизеле.
- Гидроагрегаты, гидравлическая энергия.
- Батареи и другие устройства хранения электроэнергии.
Проблемы производства и утилизации. После окончания срока использования ветряные турбины, солнечные панели и накопители не исчезают сами по себе, без каких-либо затрат. Переработка не бесплатная. Очень часто затраты энергии на переработку материалов выше, чем при их добыче в первоначальном виде. Эту проблему необходимо учитывать при анализе реальной стоимости возобновляемых источников энергии.
Процесс производства ветряных турбин кроме массового использования стали, бетона и других промышленных материалов требует значительного количества токсичных тяжелых металлов, таких как неодим и диспрозий для магнитов. Существует также проблема утилизации ветряных турбин, в частности магнитов и массивных лопастей.
Еще считается, что большое количество птиц гибнет от ветряных турбин и экстремальных температур солнечных электростанций CSP.
Энергию подпитают концессиями
Минэнерго хочет привлечь инвесторов для строительства генерации в удаленных регионах страны через концессионные соглашения. Пока этот механизм работает крайне плохо — за 11 лет заключены лишь 44 концессии. Причина в несовершенстве законодательства, которое не дает гарантий возврата инвестиций, считают в Минэнерго. Концессии в теплоснабжении, где такие гарантии хотя бы описаны, развиваются быстрее, но все равно отстают от запланированных целей.
Госдума 26 ноября рассмотрит в третьем, заключительном, чтении поправки Минэнерго к закону о концессионных соглашениях. Поправки коснутся инвесторов в сфере электроэнергетики. Предполагается, что частный инвестор (концессионер) сможет за свой счет модернизировать государственную электростанцию или электросеть, а взамен получить гарантированный объем валовой выручки на определенный срок. Инвестор выбирается на конкурсе.
Формально такой договор можно заключить уже сейчас. Однако по действующему закону требование гарантированно выплачивать весь объем валовой выручки касается только концессий в сфере теплоснабжения и переработки отходов. Из-за этой лазейки, рассказывают собеседники “Ъ”, концессионеры в электроэнергетике порой были вынуждены через суд добиваться от региональных властей выплат по договору.
Как сообщала замминистра энергетики Анастасия Бондаренко, за 11 лет в электроэнергетике было заключено всего 44 таких договора, в то время как в сфере теплоснабжения — 1344. Впрочем, показатели в сфере ЖКХ тоже нельзя считать успешными: Минстрой планировал к 2020 году передать 80% объектов ЖКХ (около 4 тыс.) в концессии, однако, по данным на октябрь 2020 года, всего в ЖКХ было заключено 2,5 тыс. концессионных соглашений на сумму 335 млрд руб.
Но в Минэнерго все равно надеются, что поправки к закону привлекут бизнес в удаленные и изолированные регионы, где много устаревшей дизельной генерации, но нет рыночных механизмов возврата инвестиций. Минэнерго разработало законопроект в рамках «дорожной карты» национальной технологической инициативы «Энерджинет».
Как полагает директор инфраструктурного центра «Энерджинет» Дмитрий Холкин, поправки позволят предпринимателям минимизировать свои риски при реализации проектов строительства или реконструкции энергообъектов.
Механизм будет иметь право на существование, если необходимая валовая выручка концессионера будет являться минимальным гарантированным платежом, обязательство по выплате которого будет лежать на концеденте — региональном органе власти, говорит Денис Красновский из АКРА. «Вторым важным моментом является доходность, которая будет закладываться в такие соглашения. Если будет гарантирована окупаемость инвестпроектов с приемлемой доходностью, то сектор электроэнергетики ждет значительный приток денежных средств»,— отмечает аналитик.
Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» отмечает, что похожие инструменты очень популярны в энергетическом секторе в других странах. Заинтересованность к таким проектам в России, например, проявляли инвесторы из Японии, продолжает он. «Однако ключевым моментом будут требования по локализации используемого оборудования, учитывая, что в рамках программы поддержки зеленой генерации (ДПМ ВИЭ) спрос уже обеспечивает загрузку российских мощностей в среднесрочной перспективе»,— полагает он. При организации должной международной конкуренции, добавляет эксперт, механизм может стать действенным средством снижения тарифов в удаленных зонах в долгосрочной перспективе.
