При мыслях о фотовольтаике воображение рисует уходящие за горизонт пустынные поля, уставленные десятками тысяч фотоэлектрических панелей. В действительности дело обстоит иначе. Основу солнечной генерации стран-лидеров рынка составляют не «солнечные поля», а так называемая «микрогенерация» — установки из десяти-двадцати панелей на крышах зданий суммарной мощностью в 5-10 кВт или «два-три бытовых фена». При этом не только в Австралии, более 95% фотовольтаики установлено на крышах 1,65 млн частных домов и малого бизнеса, но и в умеренном климате Германии именно крыши составляют 57% из 40 ГВт установленной мощности. Даже скромные 900 тыс установок Туманного Альбиона суммарно в два раза больше целевых значений солнечной энергетики в России к 2024 году.
Несмотря на поручение Дворковича по развитию сектора, выпущенное в начале 2017 года, микрогенерация в России остается уделом энтузиастов. Бытовые электростанции не только исключены из мер фискальной поддержки ВИЭ, но фактически находятся «вне закона» в технологическом регулировании, так что официально приобрести и подключить к электросетям на даче такую «личную электростанцию» у нас пока не получится. Между тем, есть все основания полагать, что в именно в микрогенерации «у потребителя» стоит искать прорывов в развитии российской энергетики нового поколения.
Все аргументы в пользу крыш
Первое, чем привлекает сектор — потенциальный масштаб. По нашей оценке, в сети российских регионов может быть интегрировано от 14 до 17 ГВт установок, что 8-10 раз больше текущих целевых показателей по фотовольтаике в России. При этом, себестоимость выработки (LCOE) не превышает 9 руб/кВтч — менее трети цены крупных российских солнечных станций. В этом отношении микрогенерация — привлекательная альтернатива продлению текущей программы «зеленой генерации» за горизонт 2024 года.
Откуда берется эта «экономия»? Казалось бы, должна работать «экономия масштаба» (эффект, когда за счет объёмов производства себестоимость единицы продукции больших заводов меньше, чем на маленьких), но и тут все происходит с точностью до наоборот. Дело в следующем: в России не существует мер изолированной государственной поддержки ВИЭ, возврат вложений в строительство «зеленых» станций (как в прочем и традиционной генерации) обеспечивается через надбавку в цене мощности, которая оплачивается всеми потребителями в цене электроэнергии. Так называемый механизм ДПМвиэ (Договор Предоставления Мощности) гарантирует возврат вложений в течении 15 лет с учетом доходности от 12 до 14%, а также эксплуатационных издержек, налогов на прибыль и имущество. Для «зеленой» генерации, где подавляющая доля расходов является постоянной (основные издержки станции связаны со строительством, а стоимость топлива равна нулю), механизм ДПМ, откатанный на строительстве тепловой генерации со времен реформы РАО ЕЭС России, играет злую шутку: на каждый вложенный 1 рубль потребители рынка в течении 15 лет выплачивают 4 рубля. Рост финансовой нагрузки на потребителей заставляет регулятора ограничивать целевые объемы программы в России весьма скромными величинами, что в свою очередь тормозит развитие рынка.
Но и это полбеды: главное, что средства «изъятые» у потребителей, используются неэффективно. Из собранных 4 рублей производители российского локализованного оборудования, ради которых программа собственно стартовала в 2013 году, получают не более 10-15%, а крупнейшими бенефициарами становятся финансовые институты и налоговые бюджеты. Простой аналогией здесь может служить ипотека на новостройку под 14% на 15 лет с каждого платежа которой взимается спецсбор 20% налога на прибыть и ежегодно еще 2,2 % налога на имущество. Очевидно, что поставщик бетона и гвоздей на стройку вряд ли будет основным получателем такой «переплаты» новосела, а в нашем случае потребителя в энергосистеме.
Возникает странная ситуация: российские потребители платят за «зеленую» энергию в 3-4 раза больше мирового уровня, а производители не могут найти средства на развитие. В этом отношении показательна сделка по продаже группой «Хевел» 35 МВт солнечных станций Фортуму в ноябре 2017 года. Есть основания полагать, что у вертикально интегрированного производителя и девелопера банально кончились деньги, необходимые для завершения инвестпрограммы.
Есть ли альтернатива? В текущей модели строительства крупных солнечных станций скорее нет, чем да. Высокая стоимость капитала, налоги, а также длительность и непредсказуемые риски строительства инфраструктуры создают препятствия снижению себестоимости выработки энергии до приемлемого уровня. Выходом для российского рынка может стать узаконивание розничных инвестиций в микрогенерацию. Открытие рынка для «личных электростанций» создает предпосылки кратного снижение себестоимости, так как для окупаемости 1 рубля вложений частного лица вполне достаточно возвратить не более 1,5 рублей вместо 4 рублей.
В первую очередь эффект достигается за счет дешевых денег домохозяйств (при этом хорошим бенчмарком служит на уровне альтернативных банковских вложений в 5-6%) отсутствием налоговых начислений, а также кардинальным сокращением сроков строительства, и нулевыми затратами на землю и присоединение к электросетям. Но главное обеспечит потребителям возможность не только платить высокий «зеленый» тариф за создание активов энергомонополистов, но и возможность заработать на достижения национальных целей «зеленой» энергетики. А это, согласитесь, полностью меняет правила игры и основа развитию конкуренции и технологическому развитию сектора.
При стоимости типовой крышной станции в 250 000 — 300 000 рублей за 4 кВт микрогенерация может быть доступна широкому слою домохозяйств в России. Источниками финансирования при этом могут служить как собственные средства и краткосрочное розничное кредитование, так и альтернативные источники вложении, например, расширения возможностей использования материнского капитала и сбора на капремонт МКД, которыми для долгосрочного снижения коммунальных платежей или получения дохода.
Существует и еще одна особенность, выводящая микрогенерацию за пределы промышленной политики. Массовая генерации «у потребителя», объединенная экосистемой управления спросом, телеметрии и платёжных сервисов, является базовым элементом так называемого «интернета энергии» (Internet of Energy) — системы децентрализованного балансирования спроса и предложения миллионов производителей, потребителей более эффективным способом, чем содержание пиковых резервов энергосистемы, востребованных всего несколько часов в году. Такая «цифровая надстройка», в перспективе интегрируемая с зарядной инфраструктурой электротранспорта, не отменяет потребности в централизованной энергетике, а наоборот повышает эффективность сетей и традиционной генерации в обеспечении базового объема производства энергии. Именно за создание таких экосистем новой энергетики, подобных проектам Power Ledger, Sonnen, LO3 и других, ожидается глобальная конкуренция грядущего десятилетия.
В России может найтись больше коммерчески жизнеспособных кейсов «интернета энергии», чем где бы то ни было. В частности, размещение 100 000 крышных установок с интеграцией в систему управления пиковым спросом (Demand Response) может стать более дешевым способом ликвидации сезонного дефицита генерирующих мощностей, а главное разгрузки электросетей в курортной зоне черноморского побережья, чем строительство Таманской ТЭС и усиление сотен километров сетей в ОЭС Юга, ведь перегрузки возникают только в жаркие дни, тогда, когда крышные панели работают по полной. Простота же базовой технологии и ее интеграции в электросеть обещают высокую скорость реализации подобных проектов, недоступной традиционной стройке, занимающей годы.
Доступ на рынок как госуслуга
Анализ аналогичных программ по миру показывает, что для запуска рынка в России необходимы ограниченные, но критичные изменения нормативной базы по упрощению процедур и сокращение сроков реализации проектов. Действующие процедуры доступа на рынок оптовых станций занимают более двух лет от подачи заявки на конкурс ДПМ до начала продажи электроэнергии и включают взаимодействие с десятками регулирующих и надзорных органов, как НП «Совет Рынка», Минпромторг, сети, органы строительного контроля и местную администрацию. Очевидно, временные и финансовые издержки такого процесса неприемлемы для гражданина, желающего инвестировать 200 000-300 000 рублей в свою крышу.
В большинстве стран рынок микрогенерации базируется на оказании государственной услуги доступа по принципу «одно окно — один день». В России такая госуслуга должна включать: обязательства регионов по публикации открытых квот и аннуитетных тарифов ВИЭ, подачу прямых внеконкурсных заявок на распределение квот ВИЭ физическими лицами с через портал Госуслуг, а также создании национального стандарта технологического присоединения. Уровень фискальной поддержки («зеленого» тарифа) при этом играет вторичную роль, хотя очевидно, что он будет кратно меньше в сравнении с ДПМвиэ. Созданию среды развития сектора также способствует запуск публичных онлайн сервисов оценки пригодности крыш для установки панелей, например, по аналогии с британским Solar Energy Calculator, а также стандартизацию процедур монтажа и сертификации микрогенерации как, по аналогии в The Microgeneration Centification Scheme, в различных вариациях используемой рядом стран.
Снижение стоимости производства и возможности масштабирования делает развитие микрогенерации альтернативой не только продлению программы ДПМвиэ, но и локальному замещению традиционного «нового строительства» генерации и сетей, но главное, создает базу развития в России энергетики будущего. Сегодня у Регулятора существует окно возможностейь для шага в сторону «крышной революции» в модернизации энергосектора.