Мы уже рассматривали, как устроен мировой сектор возобновляемых источников энергии — ВИЭ. Теперь поговорим о том, как этот сектор устроен в России.

Сейчас доля ВИЭ в единой энергетической системе России не превышает 1%. А установленная мощность солнечных и ветряных электростанций составляет 1354,88 и 172,43 МВт — 0,55% и 0,07% от общей мощности.

Получше ситуация с гидроэлектростанциями: их доля составляет 20,24%. Но крупные гидроэлектростанции не приравниваются к ВИЭ, потому что оказывают большое влияние на экологию: при их строительстве затапливаются большие территории, меняется местный климат, есть влияние на речную фауну и ее обитателей.

Исправить эту ситуацию пытается правительство: для этого разработали меры поддержки. Разберемся, что это за меры и какие компании ими пользуются.

Структура установленной мощности ЕЭС России на 1 января 2020 года

Теплоэлектростанции 67%
Гидроэлектростанции 20%
Атомные электростанции 12%
Солнечные электростанции 0,55%
Ветроэлектростанции 0,07%
Теплоэлектростанции
67%
Гидроэлектростанции
20%
Атомные электростанции
12%
Солнечные электростанции
0,55%
Ветроэлектростанции
0,07%

Как правительство поддерживает ВИЭ

С 2009 года в России действует поддержка возобновляемых источников энергии — правила прописаны в утвержденном правительством документе. Изначально меры поддержки были рассчитаны на период до 2020 года, но их продлили сначала до 2024, а затем и до 2035 года. Но пока что не определены объемы ВИЭ, которые введут в эксплуатацию с 2025 по 2035, поэтому мы будем ориентироваться на объемы вводов мощностей до 2024 года.

Субсидий со стороны государства в мерах поддержки нет — они направлены только на привлечение частных инвестиций.

Вот какие меры поддержки действуют сейчас.

На розничном рынке электроэнергии предусмотрен конкурентный отбор, по итогам которого инвестор получает право на строительство объектов ВИЭ любого вида с гарантированным возвратом вложений. Срок окупаемости — 15 лет, норма доходности — 14% годовых для объектов, введенных до 1 января 2017 года, и 12% годовых для объектов, введенных после 1 января 2017 года.

Фактическая доходность проекта может отличаться от нормы доходности. Фактическая доходность зависит от действующей доходности по государственный долгосрочным облигациям. Если действующая доходность по облигациям выше 8,5%, то фактическая доходность проекта увеличивается примерно на тот же процент превышения, а если меньше 8,5% — уменьшается в тех же пропорциях. То есть в нынешних реалиях доходность проектов ВИЭ ниже заявленной нормы.

Окупаемость обеспечивается так: устанавливается долгосрочный тариф, по которому ВИЭ будет поставлять электроэнергию, а территориальные сетевые организации обязуются эту энергию покупать в полном объеме, но не более 5% от всего уровня потерь электроэнергии этой сетевой организации.

Про уровень потерь поясню отдельно. Во всех электросетях формируются объемы потерь: из-за технологических особенностей — примерно до 2—4%, из-за степени нагрузки на сети — примерно до 6—8%, из-за экономического «воровства» — сколько угодно процентов. Все эти потери сетевая организация покупает у генераторов.

Например, генератор выработал 100 МВт·ч электроэнергии и передал этот объем сетевой организации, а до потребителя на другом конце кабеля дошло только 90 МВт·ч. В итоге генератор получит плату за все 100 МВт·ч, но за 90 МВт·ч заплатит потребитель, а за оставшиеся 10 МВт·ч — сетевая организация. Эти 10 МВт·ч и будут считаться потерями электрической энергии в сетях. Такого рода потери сетевая организация по правилам механизма поддержки обязана приобретать у объектов ВИЭ по специальному тарифу.

На оптовом рынке электрической энергии, как и на розничном, предусмотрен конкурентный отбор проектов. Срок окупаемости и норма доходности те же. Но отбор ограничен: строить можно только солнечные, ветряные и небольшие гидроэлектростанции — мощностью до 25 МВт. Еще тут принципиально отличается метод возврата вложений.

Возврат вложений происходит через рынок мощности: на оптовом рынке заключаются обязательные договоры поставки мощности (ДПМ ВИЭ) между поставщиками ВИЭ и потребителями. Плата за «мощность» — это, например, плата за возможность включить электрический чайник в любое время дня и ночи, когда вам захотелось попить чай.

Чтобы энергосистема имела возможность в любой момент дать вам необходимое количество электроэнергии, формируются резервы электрических станций, которые большую часть времени могут просто стоять и ничего не производить. Но при этом они ежемесячно получают плату за мощность, потому что готовы начать вырабатывать электроэнергию по команде в любой момент.

В итоге большая часть генерирующих объектов получает две платы:

  1. За выработанную электроэнергию в киловатт-часах (кВт·ч).
  2. За мощность станции в киловаттах (кВт) — сколько она максимум может выработать в час.

Тонкость в том, что некоторые объекты ВИЭ получают плату за мощность в качестве исключения, так как технологически они не могут в любой момент выдать свою максимальную мощность по команде: нельзя заставить солнце светить ярче и ветер дуть сильнее, когда нам этого хочется.

Отбор розничных объектов проводится по решению конкретного субъекта РФ. Отбор оптовых проектов ВИЭ централизованно проводит коммерческий оператор оптового рынка — АО «АТС».

У АО «АТС» есть прямая обязанность проводить отбор, а у конкретных субъектов РФ этой обязанности нет — поэтому розничных объектов ВИЭ ощутимо меньше: объем установленной мощности розничных объектов ВИЭ на декабрь 2020 года составляет порядка 113 МВт, а объем оптовых — 2175 МВт.

Из-за такой разницы я не буду заострять внимание на розничном отборе — дальше рассмотрим только результаты оптового.

Возводимые объекты ВИЭ должны использовать отечественное оборудование, для контроля установлена целевая степень локализации — какой процент оборудования должен быть отечественного производства. Можно отдельно изучить рынок производителей оборудования для ВИЭ, используя данные об инвестированных в ВИЭ средствах за счет программ поддержки, но в этой статье рассмотрим только производителей электроэнергии.

Что там на оптовом рынке

С 2013 года коммерческий оператор АО «АТС» каждый год проводит конкурентный отбор проектов. По результатам отбора до 2024 года планируется инвестировать в строительство объектов ВИЭ в России 528,74 млрд рублей.

По планам объем установленной мощности объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 2024 года, составит 5401,5 МВт — это в 3 раза больше, чем установленная мощность объектов ВИЭ в настоящее время.

По результатам отбора видно, что большинство инвесторов в ВИЭ в России не торгуются на бирже. Но есть и те, что торгуются: это ПАО «Русгидро» и ПАО «Энел Россия». И мы можем посмотреть, что дают результаты отбора этим компаниям.

Запланированный объем частных инвестиций в строительство объектов по ДПМ ВИЭ до 2024 года в миллиардах рублей

Ветроэлектростанции 330,73
Солнечные электростанции 201,25
Мини-гидроэлектростанции 28,20
Ветроэлектростанции
330,73
Солнечные электростанции
201,25
Мини-гидроэлектростанции
28,20

Результаты отбора проектов ВИЭ по объему отобранной мощности до 2024 года

«Фортум энергия» («Роснано», «Фортум») 18,51%
«ВетроОКГ» («Росатом») 17,96%
«Ветропарки ФРВ» («Роснано», «Фортум») 15,24%
«Авелар-солар-технолоджи» («Ренова») 8,46%
«Энел Россия» 6,69%
«Грин-энерджи-рус» («Ренова») 5,55%
«Комплекс-индустрия» («Энергия солнца») 5,55%
«Т-плюс» («Ренова») 4,44%
«МРЦ Энергохолдинг» («Энергия солнца») 4,44%
«Солар системс» 4,17%
«Фортум» 2,14%
«Кремниевые технологии» 1,48%
«Русгидро» 1,30%
АЛТЭН 0,94%
НГБП 0,92%
«ВетроОГК-2» («Росатом») 0,56%
Оренбургская теплогенерирующая компания 0,46%
«Южэнергострой» 0,44%
«Энергомин» 0,30%
«Евросибэнерго-гидрогенерация» 0,25%
«МЭК-инжиниринг» 0,19%
«Фортум энергия» («Роснано», «Фортум»)
18,51%
«ВетроОКГ» («Росатом»)
17,96%
«Ветропарки ФРВ» («Роснано», «Фортум»)
15,24%
«Авелар-солар-технолоджи» («Ренова»)
8,46%
«Энел Россия»
6,69%
«Грин-энерджи-рус» («Ренова»)
5,55%
«Комплекс-индустрия» («Энергия солнца»)
5,55%
«Т-плюс» («Ренова»)
4,44%
«МРЦ Энергохолдинг» («Энергия солнца»)
4,44%
«Солар системс»
4,17%
«Фортум»
2,14%
«Кремниевые технологии»
1,48%
«Русгидро»
1,30%
АЛТЭН
0,94%
НГБП
0,92%
«ВетроОГК-2» («Росатом»)
0,56%
Оренбургская теплогенерирующая компания
0,46%
«Южэнергострой»
0,44%
«Энергомин»
0,30%
«Евросибэнерго-гидрогенерация»
0,25%
«МЭК-инжиниринг»
0,19%
Источник: АО «АТС»
Источник: АО «АТС»
Источник: АО «АТС»
Источник: АО «АТС»

Как дела с ВИЭ у ПАО «Энел Россия»

ПАО «Энел Россия» — международная частная энергетическая компания. Она выиграла отбор на 2020, 2021 и 2024 годы на строительство ветряных электростанций. Суммарная установленная мощность — 361 МВт, это 6,69% от всего отобранного объема до 2024 года.

Отобранные по ДПМ ВИЭ объекты ПАО «Энел Россия»

Ветроэлектростанции Мощность
2020 «Азов-5» 90,09 МВт
2021 Мурманская ВЭС-21 200,97 МВт
2024 Ставропольская ВЭС-24 71,25 МВт
«Азов-5»
Год начала поставки энергии
2020
Мощность
90,09 МВт
Мурманская ВЭС-21
Год начала поставки энергии
2021
Мощность
200,97 МВт
Ставропольская ВЭС-24
Год начала поставки энергии
2024
Мощность
71,25 МВт

«Энел Россия» планирует вложить в строительство объектов ВИЭ до 2024 года порядка 31,4 млрд рублей. Плановая величина капитальных затрат — это верхняя планка для фактических затрат. Все затраты в пределах потолка компенсируют по правилам механизма поддержки, а затраты сверх потолка не компенсируются. Поэтому компании необходимо уложиться в 31,4 млрд рублей, но фактические затраты могут быть и меньше, и больше.

Учитывая условия механизма поддержки, «Энел Россия» инвестирует 31,4 млрд рублей на 15 лет с базовой доходностью 12% — это обеспечит компанию стабильной выручкой на уровне 6—7 млрд рублей ежегодно как минимум до 2035 года.

В структуре выручки «Энел России» к 2023 году ДПМ ВИЭ будут составлять 20%. И их доля будет расти: в 2024 году в эксплуатацию введут еще одну ветряную электростанцию, мощностью 71 МВт.

Чистый долг, по информации компании, к 2023 году составит 42,2 млрд рублей. Это с учетом затрат на строительство еще одного объекта ВИЭ к 2024 году — 4,6 млрд рублей — и вложений в свои газовые объекты по программе модернизации тепловых электростанций — 6,8 млрд рублей. Это тоже государственный механизм поддержки с гарантированным возвратом инвестиций и доходностью, но не связанный с ВИЭ.

Учитывая, что «Энел Россия» может участвовать и в последующих отборах ВИЭ, чистый долг может расти и далее.

В 2020 году дивидендный доход по акциям «Энел России» составил около 8,5% годовых, в 2021 году дивидендных выплат не планируется, в 2022 планируют выплатить 8,5%, в 2023 — 14,6%. И есть предпосылки для того, что компания продолжит выплачивать дивиденды после 2023 года: могут закончиться капитальные вложения в проекты ВИЭ, а денежный поток от уже запущенных ВИЭ продолжит поступать как минимум до 2039 года.

Чистый долг «Энел России» в миллиардах рублей

2020 16,6
2021 30,5
2022 36,5
2023 42,2
2020
16,6
2021
30,5
2022
36,5
2023
42,2

Как дела с ВИЭ у ПАО «Русгидро»

ПАО «Русгидро» — российская государственная энергетическая компания. Она выиграла отборы на 2017, 2021, 2022 годы на строительство мини-ГЭС суммарной установленной мощностью 70,44 МВт — это 1,3% от всего отобранного объема на оптовом рынке до 2024 года.

Ввод объектов «Русгидро», которые планировалось ввести в эксплуатацию в 2017 году, введены только в 2020 году.

Отобранные объекты «Русгидро»

Объекты Мощность
2017 МГЭС «Сенгилеевская» 10 МВт
2017 МГЭС «Барсучковская» 5,04 МВт
2017 МГЭС «Усть-Джегутинская» 5,60 МВт
2021 Красногорская малая ГЭС-1 24,90 МВт
2022 Красногорская малая ГЭС-2 24,90 МВт
МГЭС «Сенгилеевская»
Год начала поставки энергии
2017
Мощность
10 МВт
МГЭС «Барсучковская»
Год начала поставки энергии
2017
Мощность
5,04 МВт
МГЭС «Усть-Джегутинская»
Год начала поставки энергии
2017
Мощность
5,60 МВт
Красногорская малая ГЭС-1
Год начала поставки энергии
2021
Мощность
24,90 МВт
Красногорская малая ГЭС-2
Год начала поставки энергии
2022
Мощность
24,90 МВт

По информации компании, суммарная стоимость проектов оценивается в 21,7 млрд рублей — при этом заявленная на отборе суммарная стоимость составляла 11,1 млрд рублей. Суть в том, что базовые предельные капитальные затраты на строительство мини-ГЭС определены постановлением правительства — 146 тысяч рублей за киловатт. Реальные затраты «Русгидро» превысили плановые практически в два раза.

Это расхождение говорит о том, что по программе поддержки «Русгидро» вернет только 11,1 млрд рублей с базовой доходностью 12%, а оставшиеся деньги придется компенсировать как-то иначе, без гарантированного возврата и доходности.

На заявленные в отборе 11,1 млрд рублей компания будет получать ежегодно порядка 2,2 млрд рублей как минимум до 2035 года. С учетом суммарной выручки в 406,6 млрд рублей в 2019 году объем поступлений по ДПМ ВИЭ выглядит незначительным и вряд ли существенно повлияет на стоимость акций компании и дивидендную доходность, особенно если учитывать некомпенсируемые 10,6 млрд рублей.

«Русгидро» — лидер по объему установленной мощности генерирующих объектов в России — 39,9 ГВт. Разумней оценивать ее инвестиционную привлекательность с учетом традиционных механизмов поддержки и ценообразования электроэнергетического рынка, действующих в РФ, но это уже предмет другого исследования.

Лидеры России по установленной мощности генерирующих объектов

«Русгидро» 39,1 ГВт
«Газпром-энергохолдинг» 39 ГВт
«Росатом» 30 ГВт
«Интер РАО» 29 ГВт
«Евросибэнерго» 20 ГВт
«Т-плюс» 16 ГВт
СУЭК 16 ГВт
«Юнипро» 11 ГВт
«Русгидро»
39,1 ГВт
«Газпром-энергохолдинг»
39 ГВт
«Росатом»
30 ГВт
«Интер РАО»
29 ГВт
«Евросибэнерго»
20 ГВт
«Т-плюс»
16 ГВт
СУЭК
16 ГВт
«Юнипро»
11 ГВт

Запомнить

  1. Доля ВИЭ в России очень мала — меньше 1%. И даже если все ближайшие планы по развитию ВИЭ реализуются, доля останется в пределах 1—3% от традиционных видов электрогенерации.
  2. Действующие меры поддержки объектов ВИЭ гарантируют возврат вложений с нормой доходности в 12—14% годовых на срок до 15 лет, но объемы возможных проектов ограничены.
  3. Более половины оптовых отборов проектов ВИЭ выиграли компании с госучастием, но акции большинства из них не торгуются на бирже.
  4. На российском энергетическом рынке пока что не представлены по-настоящему «зеленые» компании, торгующиеся на бирже.
  5. ПАО «Энел Россия» — перспективный участник российского рынка ВИЭ, но все же это представитель традиционной энергетики — оценивать целесообразность вложений в компанию лучше с учетом ее бизнеса в целом.