Беспросветная генерация

Две трети страны за чертой

По данным Аналитического центра при Правительстве РФ, две трети территории России находятся в зоне децентрализованного энергоснабжения. Это 10–12 процентов населения страны, или более чем 530 населённых пунктов, которые также называют изолированными и труднодоступными территориями. Средние удельные расходы на выработку одного киловатт-часа электроэнергии в таких населённых пунктах составляют 14–45 рублей, однако в отдельных поселениях Арктики и Дальнего Востока они могут достигать 500–2500 рублей.

Большинство населённых пунктов, не подключённых к единой национальной энергосети, расположены именно на Крайнем Севере и Дальнем Востоке. Из-за неразвитости дорожной и энергетической инфраструктуры подсоединение к сети этих поселений либо технически, либо экономически нецелесообразно. Энергоснабжение производится за счёт локальных энергосистем, которые, как правило, базируются на дизельных источниках. Например, по данным компании «ЭФ-ТЭК», до 90 процентов в топливном балансе якутских станций составляет дизельное топливо (анализировались 140 объектов локальной генерации).

Две трети территории России находятся в зоне децентрализованного энергоснабжения.Фото: Сергей Бобылев/ТАСС

То же касается 350 труднодоступных населённых пунктов Дальнего Востока. «Там так или иначе используется дизельная генерация. А это означает проблемы северного завоза, тяжёлой логистики, системы хранения. Всё это влияет на тарифы. Возникает перекос между их себестоимостью и тем, что платят потребители. Бюджет несёт высокую нагрузку с точки зрения доплаты компаниям», – заявил на прошедшем в Москве в конце июня форуме RENWEX-2021 директор департамента инноваций «РусГидро» Владимир Софьин.

В некоторых случаях срок доставки топлива может достигать трёх лет. К этой проблеме прибавляется низкая эффективность станций, вызванная их высоким износом. При этом основную категорию потребителей составляют люди с крайне невысоким уровнем дохода, а значит, оплата ими электроэнергии по экономически обоснованному тарифу невозможна. Тарифы для них устанавливаются в десятки раз ниже этого уровня, а разница субсидируется из бюджетов или перекладывается на промышленных потребителей. По оценкам Аналитического центра, ежегодный размер субсидий из бюджета превышает 20 млрд рублей.

Есть цель, есть и препятствия

Участники рынка утверждают, что модернизация дизельных электростанций (ДЭС) могла бы дать существенный эффект и в плане повышения надёжности энергоснабжения, и в плане снижения конечной себестоимости тарифа, и в экологическом аспекте. Осознают это и регуляторы. В связи с этим издан ряд нормативных актов; в числе последних в 2019 году был принят план мероприятий по такой модернизации (постановление Правительства РФ № 7456п-П9).

Согласно документу, с декабря 2020 по декабрь 2024 года регионы должны провести конкурсы по отбору пилотных проектов для инвесторов, готовых принять участие в программе.

Такие комплексы могут состоять сразу из нескольких альтернативных источников энергии (например, микрогазотурбинной установки, солнечной станции, накопителя электроэнергии, ветрогенератора).

Положительные примеры внедрения альтернативных источников в изолированных поселениях России уже есть. Это, в частности, введённая в эксплуатацию в 2018 году в якутском посёлке Тикси ветряная электростанция мощностью 900 киловатт – совместный проект «РусГидро» и японской NEDO. Однако массовым приход инвесторов пока не стал и не обещает стать таковым по ряду причин.

Ветряная электростанция мощностью 900 киловатт введена в эксплуатацию в якутском посёлке Тикси в 2018 году.Фото: сайт «РусГидро»

Главным образом это административные барьеры и финансовые риски. Как заявил на форуме RENWEX-2021 директор компании «Хевел Энергосервис» Евгений Казаков, доходность проектов зачастую остаётся под вопросом. Инвестор вкладывает часть своих средств, часть берёт в банке. При этом банковская ставка может достигать 28 процентов. «Предприниматели, которые вкладываются в инфраструктуру, остаются в минусе. Мы как инвесторы рассчитываем на то, что не только мы на свой страх и риск будем втягиваться в эту историю. Нужен единый, понятный, поддерживаемый большинством инвесторов механизм», – отметил он.

Почему государство не спешит разделять риски

Энергосервисные договоры, заключаемые между заказчиками и инвесторами по результатам конкурсов (проводятся по закону о госзакупках), подразумевают, что вложенные средства компенсируются за счёт достигаемой в результате реализации проекта энергоэкономии, однако очевидно, что она достигается в течение достаточно долгого времени.

«Срок энергосервисного контракта – 15 лет. Через пять лет я не получу прибыли, первая прибыль пойдёт в лучшем случае через семь-девять лет. Необходима ревизия льгот, чтобы посмотреть, насколько они востребованы».

Евгений Казаков
директор компании «Хевел Энергосервис»

Региональные власти также понимают, что тот или иной проект может продемонстрировать свою эффективность отнюдь не в ближнесрочной перспективе, то есть уже за пределами их политической биографии, поэтому не спешат оказывать содействие инвесторам. К тому же при выборе инвестора они склоняются к наиболее дешёвым предложениям, что сказывается на качестве исполнения проектов.

– Это показывает опыт начинавшихся и нереализованных проектов, которые так и не смогли выйти на сколько-нибудь заметную устойчивость. Так, в Архангельской области в 90-е годы пробовали запустить проект ветропарка в деревне Красное. В НАО в 2013–2019 годах – в посёлке Амдерма. Но суровый климат помешал, и отсутствие квалифицированных кадров сыграло свою губительную роль. Энергетики в Нарьян-Маре шутят, что северный завоз дизельного топлива в таких посёлках обходится чуть ли не дешевле, чем доставка запчастей и аккумуляторов для выходящих из строя ветроустановок, ведь на месте они не производятся, – поделился с «Октагоном» директор центра социально-политических исследований «Стига» Вадим Трескин.

Оценив эти риски, власти зачастую предпочитают оставить всё как есть, нежели получить социальное возмущение, считает эксперт.

©octagon.media, 2021

Нет света – нет инвесторов

В итоге возникает замкнутый круг: крупные инвесторы не идут в изолированные регионы, предпочитая реализовывать более предсказуемые проекты в благоприятных климатических условиях (например, в Ульяновской и Астраханской областях). Мелкие инвесторы не получают поддержки со стороны властей и не имеют возможности взять крупный кредит в банке. Как следствие, в регионы, испытывающие дефицит электроэнергии, не идёт и другой бизнес, поскольку ему предстоит оплачивать электроэнергию по завышенным тарифам и выгоднее открыть производство в других субъектах России.

Отсутствие подключения к единой национальной энергосети – одна из основных причин того, что инвесторы не торопятся заходить в те регионы, где есть эта проблема.Фото: Болот Бочкарев/РИА Новости

Эта проблема, в частности, актуальна для Архангельской области.

– Электричество здесь генерируется в основном на завозном топливе. Поэтому в условиях низких температур любой бизнес вынужден тратить на энергетику много ресурсов. Отсюда и нежелание приходить в область со стороны инвесторов, – говорит Вадим Трескин.

Исключение составляют лишь те организации, которые вынуждены так или иначе присутствовать в регионе, например, компании связи. Они решают проблему энергодефицита по-своему.

– У них имеются проекты, ориентированные непосредственно на собственный бизнес. Например, это может быть вышка связи, которая имеет свой дизель, солнечную панель и ветряк, а также возможность переключения в автономном режиме, позволяющая дистанционно управлять системой и обеспечивать связь. Однако о масштабном приходе бизнеса, а значит, и потоке инвестиций в нынешней парадигме говорить не приходится, – заключает Трескин.