Государство может скорректировать планы по локализации в России производства оборудования для зеленой энергетики. Из-за отсутствия таких заводов инвесторы отказывались строить ветровые электростанции, и «Совет рынка» готов снизить требуемый уровень локализации для таких проектов с 65% до 36–49% в 2016–2018 годах, а также повысить предельные капзатраты. Но поддержать малые ГЭС, повысив для них плановый уровень доходности в 14%, «Совет рынка» не соглашается. Потребители ожидаемо выступили против изменений: именно их платежи обеспечивают окупаемость зеленой генерации и любые послабления могут привести к росту конечных энергоцен.
7 августа рабочая группа НП «Совет рынка» по разработке изменений в нормативно-правовые акты по возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) рассмотрела предложения отрасли по изменению условий конкурсов на строительство зеленых станций. Система поддержки ВИЭ за счет оптового энергорынка введена в 2013 году. Раз в год на конкурсе отбираются ветровые (ВЭС), солнечные (СЭС) электростанции и малые ГЭС, удовлетворяющие требованиям по капзатратам и локализации оборудования, им дается право заключения договора на поставку мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций за счет повышенных платежей). Но если на конкурсе по СЭС второй год ажиотаж — распродан весь объем мощности на 2015–2018 годы, то по ВЭС и малым ГЭС расторговано лишь 8,5% и 4,8% соответственно. Одной из основных причин этого в отрасли называли отсутствие российских производителей оборудования, а высокий уровень локализации используемых комплектующих является обязательным условием для участия в конкурсах.
В июле представители отрасли направили «Совету рынка» предложения по улучшению ситуации, ряд из них НП поддержало. Важнейшее — снижение уровня локализации для оборудования ВЭС. Предлагалось снизить требуемый уровень локализации с 65% на 2016–2020 годы до 36% в 2016–2017 годах и 49% в 2018 году. Но по этому вопросу в отрасли не было единой позиции: зарубежные производители оборудования лоббировали смягчение требований, а отечественные (например, ООО «Русский ветер») резко возражали, и письмо в НП поступило с их особым мнением.
«Совет рынка» поддержал позицию большинства и согласился также с требованием проиндексировать предельные капзатраты. По мнению старшего эксперта AF-Mercados Анатолия Копылова, они нуждаются в пересмотре: когда их рассчитывали, €1 стоил 41–42 руб., а сейчас — 46–48 руб.
Но НП отказалось поддержать два других предложения: продление 14-процентной нормы доходности для ДПМ по ВИЭ на 2016–2017 годы (сейчас 14% применяется только к проектам, отобранным на конкурсах 2013 и 2014 годов, а далее падает до 12%). Особенно сильно снижение доходности задевает ВЭС и малые ГЭС, фактически пропустившие первые конкурсы. Но «Совет рынка» счел, что делать исключение для ветра и воды нецелесообразно. Регулятор отказался и восстанавливать не выбранные в прошлые годы квоты: по мнению НП, перенос этих объемов на будущие годы приведет к росту цен для потребителей.
Но, как уточняет исполнительный директор Российской ветроэнергетической ассоциации Максим Гридасов, решения рабочей группы «Совета рынка» рекомендательные, еще нужно дождаться решения профильных министерств. В «Совете рынка» пояснили, что рабочая группа проведет еще одно собрание и итоги обсуждений отправят в Минэнерго для формирования предложений по пересмотру постановления правительства.
По мнению Максима Гридасова и гендиректора «ВетроОГК» (принадлежит «Атомэнергомашу») Сергея Тулякова, изменения позитивно скажутся на отрасли.
К моменту введения ДПМ ВИЭ уже достраивался завод «Хевела» (подконтролен «Ренове») по производству солнечных панелей, напоминает он, но ни в ветроэнергетике, ни в малых ГЭС никакого движения не было.
По словам господина Тулякова, производители ветроустановок могут развернуть производство в РФ, если будет гарантирован спрос хотя бы на 2 ГВт в ближайшие годы. Отказ от сохранения доходности в 14% осложнит привлечение заемных средств: ставка кредитования достигает 10% годовых, при доходности 12% конкурсы будут малопривлекательны для инвесторов.
Сохранение нормы доходности особенно было важно для малых ГЭС.
По его словам, низкая активность менее крупных участников связана с необходимостью представить аккредитив, достаточно сложный инструмент для привлечения серьезных инвестиций, а также с длинным циклом строительства малых ГЭС. Господин Смолин добавляет, что «РусГидро» рассматривает участие в конкурсах в связке с реализацией программы строительства малых ГЭС с китайскими партнерами (Power China, между компаниями заключено соглашение о строительстве до 2020 года порядка 35 малых ГЭС), к концу года компании придут к конкретике. Недовольными остались и потребители.