Эмин Аскеров: «Ветроэнергетика на Кубани конкурентоспособна и эффективна»
Дочерняя структура «Росатома» АО «Новавинд» в ближайшие годы планирует вложить в ветропарки в Республике Адыгея и Краснодарском крае 32 млрд рублей. Здесь разместятся первые мощности по генерации электроэнергии с помощью ветра в размере 600 мегаватт. Планируется, что первая генерация в Адыгее стартует в конце 2018 года. На Кубани площадку собираются запустить в 2019 году.
— Проекты по строительству ветропарков в Краснодарском крае и Республике Адыгея впервые анонсировались почти 10 лет назад. Но они постоянно откладывались — сроки переносились, а далее ветроизмерений дело не шло. В чем причина?
— Есть две причины. Первая — у нас в России не было производства комплектующих для ветрогенераторов. Вторая — государство поддерживает оптовую энергетику и дает стимул для развития больших ветропарков, которые дороги и сложны в возведении. Поэтому потребовались значительные инвестиции.
Также были требования по локализации — никто не знал, как их выполнить. Участниками проектов всегда выступали энергетические компании, которые зависели от производителей оборудования. Последние были готовы начать выпуск, но им требовался понятный и большой объем заказов. Никого не устраивали те масштабы, которые заявляли небольшие инвесторы. Производителям требовались поставки в 1-2-5 ГВт — в зависимости от их бизнес-модели.
В результате долгое время этим занимались энтузиасты, которые искали площадки и делали ветроизмерения в надежде продать их какому-нибудь крупному инвестору. Но никто не был готов вкладывать деньги, так как энергокомпании не занимались выпуском оборудования, а производители комплектующих не были готовы брать на себя риски инвесторов. Эта проблема была обусловлена той системой регулирования, которая создана в государстве.
— Как удалось переломить ситуацию?
— Все изменилось, когда мы решили, что выступим и как энергокомпания, и как производитель оборудования. Решение диверсифицировать портфель предложений в низкоуглеродной энергетике является логическим продолжением развития бизнеса «Росатома». Как вы могли убедиться сами на нашем круглом столе на форуме "Атомэкспо", сегодня лидеры низкоуглеродной атомной генерации, такие как EDF и Engie, наращивают портфель активов в возобновляемой энергетике. Кроме того, такие шаги госкорпорации напрямую способствуют реализации государственной стратегии, предусматривающей в 2017-2025 годах переход к модели экологически устойчивого развития. У «Росатома», есть все необходимые компетенции. Мы можем работать как энергокомпания и как производитель оборудования.
Интересно отметить, что и при появлении механизма ДПМ не все нынешние ключевые игроки ринулись в возобновляемую энергетику со слишком крупномасштабными проектами. В 2016 году «Росатом», по сути дела, разогрел рынок, решившись принять участие в конкурсе и получив первые 610МВт. Тогда всем остальным показалось, что стоимость возведения 1Квт мощности слишком низка. А вот уже в конкурсе 2017 году «Фортум» в кооперации с «Роснано» и «Энель» решили активно поучаствовать. При этом стоимость 1КВт существенно снизилась по сравнению с предыдущим годом и приблизилась к общемировым. Таким образом, в 2017 году сложился пул крупных игроков в ветроэнергетике, который не только занимается возведением ветроэлектростанций и локализацией, но и формирует повестку выработки необходимого регулирования.
— Какие из проблем еще остались? Ранее эксперты отмечали, что может возникнуть проблема с хранением избытка мощностей. Так ли это?
— В первую очередь, мы идем в те регионы, где есть дефицит мощностей. Проблема с накоплением возникает при наличии избытка. В любой энергосистеме есть системный оператор. Его единственная задача— обеспечение надежности и стабильности работы системы. Ее региональные диспетчерские управления следят за состоянием энергосистемы и при наличии избытка дают участникам рынка команду отключаться.
В энерогосистеме есть приоритет отключения — у «ветряков» в России он самый низкий, в отличие от Европы и даже Казахстана. При наличии избытка нам придется отключаться. Это технически возможно. Поэтому проблемы накопления нет.
Есть риски для нас как энергокомпании, что мы не продадим нужное количество киловаттчасов и будем вынуждены платить штрафы. Поэтому мы и идем в те регионы, где есть дефицит энергии. Мы понимаем, что в Краснодарском крае и Республике Адыгея такой проблемы не возникнет.
— Кубань и Адыгея производят только половину от потребляемой на территории регионов электроэнергии. Какой процент могут закрыть возобновляемые источники энергии?
— Мы проводили расчеты, консультировались, как это повлияет на энергосистему и поняли, что заявленные 600 МВт в ней «поместятся».
— По вашим оценкам, какой срок окупаемости ветропарков в Краснодарском крае и Республике Адыгея?
— Это долгосрочные инвестиции. Договор, который мы заключаем с государством, не зря рассчитан на 15 лет. Стоимость строительства удельного мегаватта, если смотреть данные по европейскому рынку за прошлый год, составляет около $1,5 млн. Если вы строите 100 МВт, то вам уже нужно $150 млн. При таких вложениях нужен достаточно большой срок для того, чтобы их окупить. Они гарантированно возвращаются с прибылью за 15 лет. Конечно, если инвестор выполняет все условия.
Точка безубыточности по проектам в Краснодарском крае и Адыгее наступит через 7-8 лет. Все это время мы будем возвращать кредиты, так как почти весь проект финансируется «Газпромбанком».
— Настанет ли момент, когда «зеленая» энергетика сможет полноценно конкурировать с традиционными видами электроэнергии?
— Он уже настал пару недель назад. В Краснодарском крае прошел конкурс на строительство ТЭЦ на Таманском полуострове. Итоговая цена за мощность составила около 1 700 тыс руб за МВт/мес, и не снизилась от базовой цены конкурса. В то время как в конкурсе по отбору проектов на строительство ветроэлектростанций в 2017 году цена в итоге упала на 30%, до примерно тех же 1700 руб за МВт/мес. а там нет. Т.е. ВИЭ уже столь же эффективны по капитальным затратам.
И это без учета того, что ТЭЦ после строительства требуется «кормить» углем или газом. Затраты на топливо составляют до 70% расходов тепловых электростанций. Энергокомпания зависит от закупочных цен, которые постоянно меняются.
Помимо этого, объему выработки на хорошем ветропарке можно достичь 60% эффективности оборудования. На тепловой показатель в лучшем случае составляет 40% от мощности.
У нас среди постоянных расходов — выплаты кредита и оплата труда специалистов. У нас нет топливных затрат, поэтому мы будем готовы отдавать электроэнергию на уровне рынка.
Мы уже моделировали ситуации: так как цены на энергорынке России формируются на основе топливных затрат, мы, скорее, будем оказывать давление на цены вниз. Так что, ветроэнергетика уже конкурентоспособна и эффективна.
