Зачем России возобновляемая энергетика
Так правда ли, что во всех европейских бедах виновны ВИЭ?
Алексей Жихарев: Такая оценка находится очень далеко от реального положения вещей. Фактически это называется "валить с больной головы на здоровую". С 2018 года ВИЭ обеспечивают более трети всей выработки электроэнергии в ЕС, причем доля постепенно растет (в 2022 году более 40%). Кризис и рост цен на энергию начался в 2021 году. Он был связан с истощением хранилищ газа в Европе на фоне холодной зимы. ВИЭ же работали, как прежде, разве что немного снизили выработку из-за неблагоприятных погодных условий, но эти колебания не были критичны. У ветровой и солнечной генерации на тот момент просто не было дополнительных мощностей, чтобы возместить газовые потери. В дальнейшем рост цен на электроэнергию был спровоцирован дорожающим на фоне геополитических процессов газом. При этом цены на электроэнергию от ВИЭ-генерации, напротив, не подвержены колебаниям цен на топливо, как в газовой и угольной генерации.
В России нет дефицита газа, нефти и угля. Так стоит ли нам переходить на ВИЭ?
Алексей Жихарев: Климатическая повестка стала общемировым трендом, а не только европейским. Планы по сокращению вредных выбросов и снижения вреда окружающей среде есть у всех стран с развитыми или быстро развивающимися экономиками: и в Азии, и Африке, и Латинской Америке. И если мы хотим торговать с этими странами, оставаться крупным игроком на глобальном рынке, то нам необходимо оставаться в рамках зеленой повестки. К счастью, официально Россия подтвердила все свои планы по декарбонизации и низкоуглеродному развитию, цель по достижению углеродной нейтральности к 2060 году, хотя есть горячие головы, которые предлагают свернуть все эти программы.
Их главный довод, что генерация на ВИЭ очень дорогая, это не так?
Алексей Жихарев: Если мы будем смотреть конкретные цифры по новым проектам, а не сравнивать ВИЭ со старыми, уже амортизировавшимися теплоэлектростанциями (ТЭС) советского периода, то не так. На такой ТЭС электричество действительно может стоить меньше 2,5 рубля за кВт, но они уже отслужили свое и требуют серьезных денежных вливаний на модернизацию. У многих просто выработан ресурс, не говоря о том, что в силу своей неэффективности такие станции формируют повышенные выбросы СО2. Если же мы говорим про новую генерацию, например парогазовую установку (ПГУ) или современную угольную станцию, то стоимость их генерации по сравнению с ветровой и солнечной вполне соизмерима, а зачастую даже выше. Сейчас у нас средневзвешенный показатель по проектам ветра, которые были отобраны в рамках программы поддержки ДПМ ВИЭ 2.0, - около 4 рублей за кВт. А если при сравнении стоимости электроэнергии от разных источников учитывать возможные платежи за углеродные выбросы, которые постепенно вводятся во всем мире, то ВИЭ-генерация становится вне конкуренции. Кроме того, важно учитывать, что в России за последние десять лет стоимость электрической энергии, выработанной как солнечной, так и ветровой генерацией, сократилась на 80%. И это устойчивый тренд, который будет сохраняться.
Если судить по статистике последних лет, в России произошел сильный крен в сторону развития ветровой генерации, в чем причина?
Алексей Жихарев: Это не совсем так. Благодаря государственным программам поддержки развития ВИЭ - ДПМ ВИЭ - за десять лет было введено в строй более 4 ГВт мощностей ВИЭ. Соотношение ветра и солнца почти равное: на ветер приходится - 2,2 ГВт, на солнце - 1,8 ГВт. Но изначально запланировано в рамках первого этапа программы ДПМ ВИЭ до 2024 года по ветру действительно больше: 3,6 ГВт против 1,8 ГВт для СЭС. Здесь нет каких-то явных причин, кроме, возможно, той, что для обеспечения эффективной локализации производства для ветроиндустрии требуются более значимые объемы производства. Ветровые станции имеют свои особенности, в частности, коэффициент загрузки у ВЭС в среднем по году выше примерно в два раза, чем на солнечных электростанциях: 30-38% против 16-18%. Объясняется это просто. Грубо говоря, солнечные электростанции точно не могут вырабатывать энергию ночью, а ветер не зависит от времени суток. С другой стороны, СЭС более стабильно работают в дневное время и хорошо обеспечивают покрытие пикового спроса.
В Европе строят гигантские офшорные ветропарки (в море), в России вся ветрогенерация сосредоточена на суше. Почему так не делаем мы и есть ли в этом смысл?
Алексей Жихарев: У нас уже есть хороший опыт строительства, проектирования и управления ветропарками на суше. Но если говорить про офшорную генерацию, у нас таких компетенций нет совсем, равно как и нет локализованного в России оборудования, адаптированного для работы на шельфе. Хотя направление очень перспективное. Если посмотреть на планы Европы и Китая, то акцент делается именно на офшорную генерацию. Ее стоимость, кстати, тоже снижается постоянно. У нас есть ресурсы и колоссальный потенциал. Например, по всему Северному морскому пути есть очень хорошие ветрополя, также на Тихом океане и на Балтике. В принципе, даже на больших внутренних озерах есть хорошие перспективы для офшорной ветрогенерации. Но многое упирается в вопрос технологий. Чтобы перейти к производству оборудования для офшора, должны быть какие-то крупные проекты, на которые будет сформирован долгосрочный заказ. Опыт эксплуатации морских платформ у нас есть. Компетенции строительства того или иного сооружения на воде у нас тоже есть. Но здесь важно комплексно смотреть, надо говорить о формировании долгосрочной программы, в рамках которой будут определены приоритеты и показатели этого рынка. Пока в этом направлении работа не ведется.
Вы сказали про Северный морской путь. Существует устоявшееся мнение, что в Арктике ветровая энергетика работать не может, это заблуждение?
Алексей Жихарев: Она там уже существует. В России первый и крупнейший за Полярным кругом ветропарк мощностью 201 МВт (Кольская ВЭС, Мурманская область) был введен в строй в прошлом году. Он уже эксплуатируется и выдает электроэнергию в сеть. Да, были сложности с его достройкой. Потому что подрядчик и поставщик ветрооборудования Siemens Gamesa покинул наш рынок. Но компании-владельцу ("ЭЛ5-Энерго", принадлежит "Лукойл") этого объекта удалось успешно довести проект до конца. Так что с точки зрения работоспособности все хорошо. Другой вопрос, есть ли в Арктической зоне такое потребление, которое надо закрывать новыми мощностями? И здесь многое связано с планами развития Северного морского пути и всей необходимой для его жизнеобеспечения инфраструктурой. Обсуждаются разные сценарии. Анализируются возможные опции энергоснабжения будущих промышленных объектов. Они должны сформировать дополнительный спрос на электрическую энергию, и вполне может быть, что ветровые технологии там найдут свое применение. Не секрет, что такие компании, как "Роснефть" и "НОВАТЭК" для энергообеспечения своих арктических проектов рассматривают возможность строительства собственных ветропарков. Потому что в тех локациях невозможно рассчитывать на энергоснабжение из централизованной энергосистемы. Очевидно, что принимать на долгосрочную перспективу решение, как раньше, и производить электрическую энергию на мазутных или дизельных станциях нельзя. Поэтому компании, в том числе нефтедобывающие, более активно смотрят на возможности ВИЭ-генерации или гибридных решений.
А что у нас в целом с локализацией оборудования для ВИЭ? В прошлом году из России ушли крупнейшие компании, которые локализировали здесь производство, это как-то сказалось на отрасли? Мы зависим от импорта?
Алексей Жихарев: Да, многие иностранные компании ушли с российского рынка.
Для сектора ВИЭ эта проблема не так существенна, из тех компаний, которые действительно имели долгосрочные планы по развитию локального производства, ушла только компания Vestas. Я бы не делал из этого большой трагедии. Ведь, в конечном счете, компетенции сформированы, сотни сотрудников обучены, налоги заплачены, предприятия, которые были построены, остались здесь и уже приобретаются локальными игроками. Да, конечно, есть временные проблемы и деятельность этих предприятий приостановлена, но я уверен, что это временно.
Сам по себе путь, определенный правительством в части акцента на локализацию производства посредством трансфера технологий, был правильным. Привлечение иностранных компетенций и специалистов в рамках технологического партнерства - на определенном этапе это нормальная бизнес-модель. Она реализовывалась во многих отраслях, например в автомобильной промышленности. За короткий промежуток времени крайне затруднительно разработать свою собственную технологию, обеспечить ее промышленную эксплуатацию и привлекательность для инвесторов. Впрочем, по солнцу это удалось. Компания "Хевел" основала первое производство солнечных модулей в России, разработала и запатентовала собственную технологию, на которой сейчас делаются солнечные модули. Но это заняло определенное время. В 2013 году завод был построен, с 2016-2017 гг. начался выпуск продукции по российской технологии. Кстати, очень активно проекты по локализации ведет и "НоваВинд" (дочернее предприятие ГК "Росатом").
А как же кремний для солнечных модулей?
Алексей Жихарев: Масштабного производства поликремния в России действительно нет. Но обсуждается реализация нескольких проектов по его производству в нашей стране. Например, госкорпорацией "Росатом". А в Калининграде компания "Юнигрин Энерджи" завершает строительство гигаваттного завода по производству кремниевых пластин и ячеек для солнечных модулей - это будет один из крупнейших заводов за пределами Китая. То есть участники рынка углубляют и масштабируют локализацию производства, и самое главное, что при таких объемах российская солнечная энергетика сможет практически полностью обеспечивать себя компонентами.
С ветровой и солнечной генерацией все вроде понятно. Но почему в России почти не развивается малая гидрогенерация?
Алексей Жихарев: Я бы не сказал, что гидрогенерации в России уделяется мало внимания. У нас сейчас около 20% всех мощностей энергосистемы - это большие гидроэлектростанции (ГЭС). Конечно, они были построены еще в советские времена, но в значительной мере потенциал был реализован. Что касается малых ГЭС, то за последние 20 лет достижения, увы, не очень радуют. За этот период введено в строй малых ГЭС всего на 260 МВт. Причины таких незначительных объемов вполне понятны. Для строительства даже самой малой ГЭС нужны серьезные расчеты и данные, причем собранные не за один год. Русла рек меняются, их полноводность колеблется, а такие параметры, как напор, расход воды и прочие показатели, крайне важны для корректного проектирования. Таким образом, не получается применять такой же подход, как для СЭС и ВЭС, проекты которых по большей части вполне идентичны и, соответственно, инвестор может просто прийти на конкурсный отбор и подать заявку. Каждая ГЭС по-своему уникальна и должна быть спроектирована под конкретный створ. Только для того, чтобы подготовиться к конкурсному отбору, инвестору нужно потратить значительные ресурсы для всех расчетов предпроектной стадии. Ранее мы озвучивали предложение, чтобы предварительной проработкой всех проектов МГЭС занимались определенные организации, имеющие необходимые для этого компетенции (т.н. институты развития). Это позволит выставлять на конкурс понятные для инвесторов проекты.