Архив автора admin

Автор:admin

9 и 10 июля состоится международная веб-конференция: «Финансирование энергоэффективных проектов в городах»

­

В свете актуальных событий в связи с пандемией коронавируса энергетическая отрасль по всему миру столкнулась с серьезными потрясениями. В сложившейся ситуации можно было бы предположить, что кризис отодвинул вопросы энергоэффективности на второй план, концентрируя все средства и усилия на поддержке уже существующих структур. Но опыт последних месяцев показывает наглядно, что это не так, что традиционные бизнес-модели в мировой энергетике должны быть пересмотрены.

Пакеты мер экономического стимулирования, разрабатываемые правительствами разных стран в рамках восстановления экономики, уже сейчас предусматривают инвестиции, направленные на поддержку мер по повышению энергоэффективности. Международное сотрудничество в данном контексте имеет ключевое значение, а создавшийся кризис даёт возможность для новых обсуждений касательно ускорения процесса энергетической модернизации.

В этой связи, Немецкое энергетическое агентство (dena) приглашает Вас принять участие в серии веб-конференций в рамках межрегиональной диалоговой платформы „Городская энергетическая инфраструктура“ на тему: ­
„Финансирование энергоэффективных проектов в городах“

  9 июля 2020 г.    10:00 – 12:00 ч (Eastern European Summer Time EEST)
  10 июля 2020 г.  10:00 – 12:00 ч (Eastern European Summer Time EEST)

веб-платформа: Zoom
­
­ На первой веб-сессии 9 июля мы поговорим о роли государственной поддержки „зеленых“ проектов и механизмах реализации программ и инициатив в сфере энергосбережения с привлечением государственных и частных участников. Особое внимание мы уделим методологии отношений в области энергосервисных контрактов (ЭСКО) и представим опыт Германии.

Во второй сессии 10 июля будут рассматриваться международные примеры развития рынка ЭСКО из опыта конкретных стран. Кроме того, представители ПРООН представят свою практику финансирования мероприятий по энергоэффективности на примере разных стран. Помимо немецких экспертов, к участию и дискуссии приглашаются эксперты из пяти стран Восточной Европы и Центральной Азии (Беларуси, Казахстана, России, Украины и Узбекистана), включая представителей государственных ведомств, городов и муниципалитетов, энергосервисных компаний и вовлеченных организаций. Предварительную программу Вы найдете здесь.

Ссылки для участия в конференциях будут направлены зарегистрированным участникам непосредственно перед мероприятиями по электронной почте. Обратите внимание на время проведения мероприятий в Вашей часовой зоне. Мероприятия будут сопровождаться синхронным переводом русский – немецкий.

Если Вы хотите принять участие в конференциях, пожалуйста, отправьте Вашу заявку на имя Елены Мецгер: metzger@dena.deРегистрация возможна на каждую сессию отдельно.

Автор:admin

С 1 июля 2020 года ответственность за приборы учета электроэнергии перейдет к энергокомпаниям

В соответствии с федеральным законодательством с 1 июля 2020 года ответственность за приборы учета электроэнергии перейдет к энергетическим компаниям: гарантирующим поставщикам в многоквартирных домах и к сетевым компаниям в случае с прочими потребителями (к ним, в том числе относятся потребители в частной жилой застройке).

С переносом с 1 июля 2020 года ответственности за приборы учета электроэнергии на гарантирующих поставщиков и сетевые компании потребители перестанут нести затраты на приобретение и установку приборов учета, что составляет 5-20 тыс. рублей в зависимости от сложности работ по установке и вида самого прибора учета.

С потребителя также снимается вся ответственность за обслуживание и поверку приборов учета. За потребителем остается обязанность следить за сохранностью прибора учета, если он установлен в его зоне ответственности (например, в квартире или на земельном участке, где стоит частный дом). Затраты, которые ранее несли потребители, теперь будут нести гарантирующие поставщики и сетевые организации.

Обязательные требования к приборам учета на первом этапе не изменятся. На втором этапе, с 1 января 2022 года, вступают в силу требования, предусматривающие установку интеллектуальных приборов учета, которые станут ключевым элементом интеллектуальных систем учета энергии. Рядовым потребителям «умные» приборы учета позволяют онлайн следить за показаниями, при этом их можно проверить и на самом приборе учета. Данные в автоматическом режиме передаются в энергокомпании.

Интеллектуальные приборы учета фиксируют уровень напряжения и частоту, позволяя таким образом потребителям следить за качеством электроэнергии. Кроме того, при интеллектуальном учете у потребителей появляется возможность дистанционной смены тарифа без замены прибора учета (существуют три группы тарифов на электроэнергию, разделенные в зависимости от времени потребления в течение суток).

С 1 июля 2020 года сетевые организации и гарантирующие поставщики будут устанавливать «простые» приборы учета, но притом могут на свое усмотрение поставить интеллектуальные. С 1 января 2022 года установке подлежат только интеллектуальные приборы учета. Выбор прибора учета потребителями не предусмотрен.

Планируется, что с 1 июля до конца 2020 года будет установлено порядка 2-2,5 млн. приборов учета. Установка интеллектуальных приборов учета зависит от утвержденных инвестиционных программ. До 1 января 2022 года решения по установке интеллектуальных приборов учета будут принимать компании совместно с органами исполнительной власти субъектов РФ.

Замена приборов учета на интеллектуальные будет происходить поэтапно. Новые приборы учета установят новым потребителям в рамках технологического присоединения. Действующее оборудование будет меняться по мере выхода из строя, поломки или истечения межповерочного интервала.

Нормативные акты, связанные с переносом обязанностей по установке и обслуживанию приборов учета с потребителей на сетевые компании и гарантирующих поставщиков, не направлены на изменение или регулирование стоимости приборов учета. Не регламентируется вопрос поставщиков приборов учета – это свободный рынок, на котором сетевые компании и гарантирующие поставщики сами могут выбирать, где приобретать оборудование. Минэнерго предполагает, что с учетом применения новых правил линейка приборов учета сократится, а также будут исключены розничные продажи, что приведет к снижению стоимости однотипных приборов учета. Основными поставщиками приборов учета станут российские производители.

Способ передачи данных при интеллектуальном учете будет выбирать сама энергокомпания, при этом утверждены минимальные функциональные требования к системе в целом и к приборам учета, также предусматривается утверждение базового документа по безопасности передачи данных.

Рост тарифов на электроэнергию в России ограничен уровнем «инфляция минус» и тарифы не вырастут сверх него в связи с появлением у гарантирующих поставщиков и сетевых компаний новых обязанностей по организации учета. Расходы, появляющиеся у энергокомпаний, будут компенсированы за счет возникающей экономии. Отметим, что крупнейшая электросетевая компания страны – ПАО «Россети» – уже внедряет интеллектуальные приборы учета без повышения тарифов, окупая затраты за счет повышения эффективности процессов. 

В электросетевом комплексе реализация интеллектуального учета повлияет на снижение коммерческих потерь электрической энергии и операционных затрат, что приведет к прямой экономии средств. Интеллектуальный учет приведет к получению ряда косвенных эффектов: повышению качества обслуживания, снижению времени локализации аварии и т.д. Необходимо отметить, что перенос ответственности за установку приборов учета на ресурсоснабжающие организации — это в том числе и социальный проект, который направлен на снижение затрат потребителей и повышение качества обслуживания.

Самым очевидным и подтвержденным сегодня на практике эффектом от внедрения интеллектуальных систем учета является сокращение потерь электрической энергии (коммерческих потерь) и связанный с этим рост полезного отпуска электроэнергии (порядка 20% от объема снижения потерь). Потенциал снижения потерь в текущих ценах их покупки составляет порядка 70-80 млрд. рублей в год.

Дополнительными весомым эффектом станет снижение операционных затрат сетевых организаций и гарантирующих поставщиков, в том числе расходов на биллинг, на отключение неплательщиков, на поиск и устранение причин технологических нарушений. Эффективность внедрения интеллектуальных систем учета подтверждается реализованными и реализуемыми проектами в России. Например, сейчас в сетевых организациях реализуются проекты со сроками окупаемости 4-5 лет, позволяющие достичь окупаемости затрат в том числе за счет повышения эффективности функционирования электросетевого комплекса.

По данным сайта: https://www.eprussia.ru/news/base/2020/3529721.htm

Автор:admin

По пути «зеленой» энергетики

Максимизация объемов «зеленой» энергогенерации и замещение возобновляемыми энергоисточниками традиционных — современные тенденции развития мировой энергетики, которым активно старается следовать и Россия, хотя фактические показатели в данной сфере в стране пока отстают от плановых.

Тренд на использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ) довольно давно поддерживается в странах Европы. Как отмечает Артем Деев, руководитель аналитического департамента AMarkets, за последние 15 лет их доля в энергобалансе ЕС возросла на 13–16%. «Только в минувшем году в мире ВИЭ обеспечили более половины вводов новых генерирующих мощностей»,— добавляет Борис Файн, директор Центра экономических исследований инфраструктурных отраслей Института экономики естественных монополий РАНХиГС.

В России возобновляемые источники энергии также имеют большой потенциал для развития, но темпы роста пока отстают от мировых. Как поясняет Татьяна Ланьшина, старший научный сотрудник Центра экономического моделирования энергетики и экологии Института прикладных экономических исследований (ИПЭИ) РАНХиГС, генеральный директор ассоциации «Цель номер семь», доля ВИЭ в стране в совокупной установленной мощности по состоянию на июнь 2020 года составляет 0,8%, без учета больших ГЭС, а доля ВИЭ в генерации — 0,3%.

Основные итоги

По данным Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ), опубликованным в информационном бюллетене «Рынок возобновляемой энергетики России: текущий статус и перспективы развития», благодаря реализуемой с 2013 года программе поддержки ВИЭ по состоянию на конец первого квартала 2020 года в России построено более 1500 МВт энергомощностей ВИЭ (около 75% из них приходится на солнечные электростанции, остальное — на ветроэлектростанции). Совокупная годовая выработка электроэнергии на объектах возобновляемой энергетики превысила 1,5 млрд кВт•ч. При этом отмечается, что темпы ввода «зеленой» генерации в стране в 2019 году выросли вдвое по сравнению с 2018 годом, а в 2020 году, за первый квартал которого было уже введено 300 МВт, ожидается дальнейшее двукратное увеличение объемов строительства. Всего за 2020 год планируется ввести более 1000 МВт объектов ВИЭ.

В то же время специалисты АРВЭ отмечают, что, несмотря на успехи, целевой показатель по доле возобновляемой энергии в энергобалансе страны, установленный правительством РФ в объеме 4,5% к 2024 году, достигнут не будет. По состоянию на июнь 2020-го совокупная просрочка вводов составляет 5% (320 МВт) от общего объема программы поддержки. Задержки были вызваны экономическими проблемами страны в 2014–2016 годах, также потребовалось время для локализации производства оборудования. С учетом всех запланированных на сегодня инвестиционных проектов максимальная доля ВИЭ к 2024 году составит 1%. Для сравнения, в общем объеме энергопотребления других стран она уже сейчас превышает 20%.

По данным АРВЭ, регионами — лидерами по объему установленной мощности генерирующих объектов ВИЭ вне механизмов их стимулирования являются Оренбургская область, Астраханская область, Республика Алтай, Ульяновская область, Самарская область и Республика Крым. В рамках действующего механизма поддержки по объему вводов лидируют Оренбургская, Астраханская, Ростовская, Ульяновская области, Ставропольский край, Республика Адыгея и Алтай.

Производство оборудования

В последние годы в России развивается также отрасль производства оборудования для «зеленой» энергетики. Важными тенденциями в данном контексте эксперты называют сокращение доли импортных комплектующих и повышение уровня локализации производства, достигающего 60% и более. Как отмечают в Ассоциации развития возобновляемой энергетики, по состоянию на 2020 год в сегменте были построены новые производственные мощности с совокупным ежегодным потенциалом 1,9 ГВт.

В настоящее время в России функционируют производства компонентов, востребованных в солнечной и ветроэнергетике, таких как кремниевые слитки и пластины, солнечные фотоэлектрические модули, гондолы ветроэнергетических установок, композитные лопасти и башни. Производимая продукция реализуется не только на внутреннем, но и на внешнем рынках.

При этом, по мнению Ольги Новиковой, доцента Высшей школы атомной и тепловой энергетики Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого (СПбПУ), несмотря на то, что производство определенного оборудования для ВИЭ в России растет, фактически реализуемые крупные проекты все же предусматривают эксплуатацию зарубежного оборудования. В результате возникает ощущение, что отечественные производители пока остаются недостаточно конкурентными.

Владимир Максимов, руководитель департамента развития новых направлений бизнеса ООО «Тошиба Рус», отмечает, что косвенно на низкую конкурентоспособность российского оборудования для ВИЭ указывают и целевые объемы экспорта такой продукции, определенные правительством РФ. По плану, к 2030 году экспортная выручка от продажи российского оборудования для ВИЭ должна составить всего 4% от суммарных капитальных затрат на строительство объектов «зеленой» генерации в России.

Перспективная поддержка

«Основными действующими механизмами поддержки и стимулирования развития ВИЭ в России являются заключение (по результатам конкурсных отборов проектов) долгосрочных договоров предоставления мощности при поставках мощности генерирующими объектами на базе ВИЭ на оптовый рынок электрической энергии (ДПМ ВИЭ); обязательная первоочередная покупка электрической энергии, произведенной квалифицированными генерирующими объектами на основе ВИЭ, сетевыми организациями для компенсации потерь в сетях по регулируемым тарифам на розничных (региональных) рынках»,— отмечает господин Файн. Кроме того, предполагается, что в ближайшее время заработают меры поддержки микрогенерации (до 15 кВт), а также механизм «зеленых сертификатов».

Госпожа Ланьшина добавляет, что наиболее заметно возобновляемая энергетика в России развивается на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Развитие ВИЭ на розничных рынках электроэнергии было незначительным: в отличие от оптового, там отсутствовали четкие гарантии окупаемости проектов для инвесторов. «Сейчас правительство РФ разрабатывает постановление, которое даст такие гарантии, обязав сетевые компании заключать с инвестором договор сразу после проведения регионального конкурса по отбору проектов ВИЭ, а не после ввода станции в эксплуатацию, как это было ранее. В последние два года началось развитие и микророзничного сегмента ВИЭ. Коммерческие предприятия стали предъявлять спрос на солнечные электростанции в целях экономии средств на электроэнергии. В конце 2019 года был принят закон о микрогенерации, который позволит владельцам частных домов подключать свои солнечные микроэлектростанции мощностью до 15 кВт к сети и поставлять излишки электроэнергии в сеть»,— указывает эксперт.

В Ассоциации развития возобновляемой энергетики отмечают, что в 2019 году в правительстве РФ одобрили продление программы поддержки «зеленой» генерации после 2024 года. Для новой программы на период до 2035 года правительство РФ определило объем поддержки с оптового рынка электрической энергии и мощности в размере 400 млрд рублей, из которых 231,25 млрд будет направлено на проекты ВЭС, 138,75 млрд — на проекты СЭС и 30 млрд — на проекты малых ГЭС. Такое решение позволит реализовать в рамках нового инвестиционного цикла проекты совокупной мощностью 7–9 ГВт. В целом точные параметры, согласно плану, утвержденному правительством РФ, будут определены к третьему кварталу 2020 года.

Перспективы развития

Возобновляемая энергетика, как и другие отрасли экономики, ощутила на себе влияние пандемии коронавируса. В краткосрочном плане Россия и другие страны столкнулись с такими проблемами, как задержки поставок оборудования, сроков ввода новых объектов ВИЭ.

При этом в долгосрочном периоде, по мнению госпожи Ланьшиной, пандемия, скорее всего, окажет положительное влияние на развитие ВИЭ. «Возобновляемая энергетика и более широкий «зеленый» сектор окажутся в центре антикризисных программ. В условиях глобального падения спроса на энергию только сектор ВИЭ демонстрирует положительный рост, генерация за счет ископаемого топлива и атомная генерация сокращаются»,— поясняет она.

Другие эксперты отмечают, что при сохранении в течение длительного периода времени низких цен на нефть есть риск, что эффективность новых проектов в сфере ВИЭ снизится по сравнению с проектами в традиционной энергетике.

Что касается общих перспектив, то в отечественной практике реализации проектов в сфере ВИЭ, по мнению господина Файна, можно выделить два основных сегмента: обеспечение энергоснабжения удаленных изолированных энергоузлов и поставка мощности в централизованную энергосистему по договорам поставки мощности (ДПМ ВИЭ), заключаемых по результатам конкурсного отбора проектов. Если первый сегмент рынка достаточно стабилен в долгосрочном плане, то перспективы второго сегмента на данный момент неочевидны и целиком зависят от того, на каких условиях в итоге будет продлена программа государственной поддержки развития ВИЭ после 2024 года.

Автор:admin

Коронавирус вытеснил тему экологии и энергоэффективности из мирового информационного поля

Экономический кризис, вызванный коронавирусом, ускорил уже намечавшуюся смену вех Энергетического перехода. Об этом сказал Михаил Смирнов, президент Ассоциации «ЭнергоИнновация» 29 июня 2020 года в ходе вебинара «Энергопереход и энергобезопасность: фактор COVID-2020».

По его словам, в начале 2020 года фокус уже начал смещаться от 3Д (декарбонизация, децентрализация, диджитализация) и ВИЭ к гораздо более сбалансированному и сложному пониманию транзита («устойчивое развитие» и «стейкхолдерский капитализм»). Общее сокращение потребления в мировой экономике и падение цен на нефть значительно усугубили эту тенденцию. Сегодня важно точно сформулировать угрозы национальной энергобезопасности.

«В первую очередь, необходимо тщательно отслеживать не цены на нефть, они выправятся, а уловить декарбонизацию как тренд для Европы и других развитых рынков. Вторая угроза – технологическое отставание, а также энергорасточительность экономики (бессмысленные потери около 250 млн. т. н.э. в год) и негативное влияние на экологию», — отметил Михаил Смирнов.

По мнению эксперта, последствия всего этого огромные. Во-первых, это ведет как к «новому прочтению» традиционной энергетики, так и поляризации взглядов на Энергетический транзит. Во-вторых, остро ощущается концентрация интеллектуальной собственности.

«Для крупнейших мировых компаний энергетики коронавирусный кризис принесет, конечно, убытки и падение капитализации, но не в такой степени как мелким и средним компаниям, которые обычно и являются носителями новейших технологических разработок. Соответственно, в энергетике произойдет еще один раунд поглощений и укрупнений. С помощь этого крупнейшие игроки компенсируют свои потери от падения цен и спроса на энергоносители», — считает Михаил Смирнов.

В-третьих, для сектора возобновляемой энергетики удар будет наиболее чувствителен, поскольку ВИЭ становятся экономически оправданными при высоких ценах на энергоносители. Кроме того, тема экологии и энергоэффективности в мировом информационном поле оказалась вытеснена коронавирусом.

«Что-то давно ничего не слышно о ГретеТумберг?!. Политического и социального давления в пользу ВИЭ стало гораздо меньше, а без этой поддержки ВИЭ не могут конкурировать с традиционной энергетикой. Пожалуй, это последствие, или даже риск, я бы назвал одним из наиболее печальных для развития мировой энергетики», — сказал эксперт.

В-четвертых, тяжелые на первый взгляд последствия для мировой и российской энергетики базируются, прежде всего, на психологической реакции мирового общественного мнения, ставящего в центр внимания повышенную личную безопасность и показное потребление, а не на фундаментальных экономических, технологических и социально-политических тенденциях. Это возможность быстрого возвращения к business as usual.

«Совсем недавно все ушли в «ветряки», цифру, маркетинг. Сейчас произошли некие производственные и идеологические качели. В цене надежные компании, пережившие не один прежний кризис, продемонстрировавшие свою стойкость и опыт, получат на выходе позитивный толчок. При этом инновации здесь никто не отменяет», — подчеркнул Михаил Смирнов.

Автор:admin

Минэкономразвития ожидает принятие поправок в законы о ГЧП и концессиях до конца года

25 июня состоялось заседание подкомитета по развитию инфраструктуры и ГЧП Российского союза промышленников и предпринимателей (РСПП). Участие в онлайн-дискуссии приняли представители Минэкономразвития, Национального Центра ГЧП, ВТБ, Сбербанка, Совкомбанка, Московской и Ульяновской областей, РФПИ, ИнфраВЭБ и другие. 

Руководитель подкомитета, генеральный директор IC Ictas в России и СНГ Игорь Коваль, открывая заседание, кратко рассказал о ключевых изменениях в закон о ГЧП и в закон о концессиях, предлагаемых Минэкономразвития: закрепление определений «капитальный грант», «плата концедента» и «минимальный гарантированный доход»; включение в соглашения особых обстоятельств; компенсация расходов инвестору при подготовке частной концессионной инициативы, если он не был признан победителем; передача объектов незавершенного строительства и другие. 

Представитель Минэкономразвития Виктор Чудов подчеркнул важность предлагаемых изменений для рынка. По его словам, законопроект направлен на согласование в федеральные органы исполнительной власти (ФОИВы), от некоторых уже получены замечания и рекомендации, которые взяты в проработку. Отвечая на вопрос о сроках принятия документа, Чудов заявил, что министерство ожидает принятие законопроекта до конца года. 

Исполнительный директор Национального Центра ГЧП Максим Ткаченко отметил тренд на сокращение количества и повышение качества ГЧП-проектов. По его словам, представленный законопроект решает две задачи — окончательно легитимизирует платежные механизмы и проводит грань между ГЧП и госзаказом. В числе предложений он обозначил: необходимость упрощения процесса внесения изменений в концессионное соглашение; снизить сроки по плате концедента с 5 лет до 3-х, увеличить размер капитального гранта с 75 до 85%. Ткаченко отметил потребность в публикации по итогам конкурсов победителя, ценовых условий соглашений и обязательств публичной стороны, а также распространение МЧП на IT-проекты.

Присутствующие на заседании регионы в общем позитивно оценили предлагаемые изменения. Заместитель председателя правительства Московской области Вадим Хромов предложил внести ряд дополнений, в частности, расширить перечень объектов для концессионных соглашений, включив в него транспортно-пересадочные узлы, предусмотреть возможность привлечения в качестве партнера РЖД, а также увеличить срок регистрации госимущества концедентом. 

В целом приветствуют принятие законопроекта с небольшими уточнениями и представители финансирующих организаций – ВТБ, Сбербанка и Совкомбанка. Старший управляющий директор Управления структурных кредитных продуктов Сбербанка Константин Песоцкий высказал просьбу о помощи в популяризации концессий у органов власти. В ответ на это Максим Ткаченко сказал, что в рамках антикризисной программы поддержки ГЧП-проектов, запущенной ВЭБ.РФ и Национальным Центром ГЧП, сейчас проводится обучение чиновников 40 пилотных регионов и напомнил, что в конце сентября состоится Российская неделя ГЧП, которая также направлена на популяризацию этих механизмов.

По данным сайта: https://rosinfra.ru/news/minekonomrazvitia-ozidaet-prinatie-popravok-v-zakony-o-gcp-i-koncessiah-do-konca-goda?spush=bC5zbWlybm92YUBsZW5vYmxjZXMucnU=

Автор:admin

В Житковской школе установят тепловые насосы

В Житковской средней общеобразовательной школе Выборгского района Ленинградской области в рамках субсидирования из областного и местного бюджетов установят геотермальные тепловые насосы.

         Планируется, что после установки теплового насоса экономия составит 2 781 738 р./год, а оборудование окупится через 6 лет.

Автор:admin

Альтернативная котельная – новая форма для инвестиций в теплоснабжение

Юрий Владиславович Маневич
Заместитель министра энергетики России

Аннотация. После многолетних реформ, в российской энергетике остался один проблемный сектор, минимально затронутый изменениями, – сфера теплоснабжения. Ее кардинальная перенастройка обсуждалась и прорабатывалась с 2010 года. В итоге, в 2017 году были приняты поправки в законодательство, которые позволили начать внедрение новой модели рынка тепловой энергии. К началу 2020 года такой переход был одобрен для четырех муниципалитетов, с этого года ожидается их значительный прирост. В январе-­апреле 2020 года были одобрены три заявки, еще пять находятся на рассмотрении в Правительстве России. В целом ожидается, что более 20 городов подадут заявки на переход к новой модели рынка тепловой энергии в этом году.
Ключевые слова: альтернативная котельная, тепловая генерация, муниципалитеты, новая модель.

Abstract. After many years of reforms in the Russian energy industry, there remained one problem sector, minimally affected by the changes – the heat supply sector. Its cardinal reconfiguration has been discussed and worked out since 2010. As a result, in 2017, amendments to the legislation were adopted, which allowed to begin the introduction of a new model of the thermal energy market. By the beginning of 2020, such a transition was approved for four municipalities, and a significant increase is expected from this year. In January-­April 2020, three applications were approved, another five are pending in the Russian government. In general, it is expected that more than 20 cities will apply for the transition to a new model of the thermal energy market this year.
Keywords: alternative boiler house, heat generation, municipalities, new model.

За последние 20 лет развитие централизованного теплоснабжения в нашей стране прекратилось и пришло в полный упадок как технологический, так и экономический. Около 31 % источников тепловой энергии и 68 % тепловых сетей эксплуатируются с превышением нормативного срока службы. Отпуск тепла в системах централизованного теплоснабжения с начала 1990-х упал почти вдвое, сформировав существенный избыток тепловой мощности: как правило ТЭЦ загружены не более 30 % от установленной мощности, котельные – в среднем на 15 %. Доля наиболее эффективной и недорогой выработки тепла, в режиме комбинированного производства с электроэнергией, снизилась с 34 % в конце 1980-х годов до 28 % в 2011 году. К 2019 году удалось вернуть уровень комбинированного производства электрической энергии до 30,6 %, однако темпов перевода нагрузок на комбинированные источники теплоснабжения явно недостаточно. Потери тепла при транспортировке по отдельным городам России достигают 20–30 % от полезного отпуска тепловой энергии (среднероссийский уровень потерь тепловой энергии 12,5 %), при этом в странах со схожими климатогеографическими характеристиками и структурой теплоснабжения – 6–8 %. Со стороны бизнеса в России нет единого ответственного ни за текущее положение, ни за дальнейшие инвестиции. Вся ответственность и за эффективность отрасли, и за надежность ее работы лежит на региональных и местных властях.

ТЭЦ в Алтайском крае
Источник: rubtsovsk.org

Хотя оборот средств в теплоснабжении более 1,5 трлн руб­лей, отрасль долгое время оставалась непривлекательной для инвесторов. По имеющимся оценкам, накопленное недоинвестирование в ней составляет около 2,5 трлн руб­лей. Постепенно наметилась негативная тенденция отказа потребителей от централизованного теплоснабжения и их перехода на собственные котельные, причем это касается не только промышленных предприятий, но и жилой застройки. В этих условиях государство несет риски снижения надежности систем теплоснабжения и роста аварийности.
Впервые идея новой модели рынка тепла была озвучена в 2010 году, а к осени 2012 года она стала широко и публично обсуждаться на различных федеральных и региональных площадках с участием экспертного сообщества, компаний отрасли и органов власти. В ходе обсуждений, концепция новой модели значительно эволюционировала с учетом минимизации всех возможных рисков.
В итоге, в 2017 году принят федеральный закон № 279 «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения», который определил основные принципы целевой модели рынка тепловой энергии.

Ключевые положения реформы теплоснабжения

Новая модель рынка тепла, прежде всего, упорядочивает работу отрасли, повышает ее инвестиционную привлекательность и уровень ответственности компаний. Два ключевых изменения касаются системы ценообразования и системы отношений между участниками процесса теплоснабжения, потребителями и органами регулирования.
При внедрении в населенном пункте новой модели рынка тепла предусматривается переход от государственного регулирования тарифов к установлению только предельного уровня цены на тепловую энергию для конечного потребителя. Важно, что такой предельный уровень определяется не от текущих затрат поставщика тепловой энергии в реальной системе централизованного теплоснабжения, сложившейся к текущему моменту, а методом бенчмаркинга (сравнения) со стоимостью наиболее эффективного альтернативного теплоснабжения для потребителя, замещающего централизованное теплоснабжение (цена «альтернативной котельной»). То есть, стоимость централизованного теплоснабжения для потребителя не должна быть дороже перехода на собственные источники генерации тепла.
Методология и порядок расчета предельного уровня цены на тепловую энергию утверждены постановлением Правительства России от 15.12.2017 № 1562 и едины для всей страны. Используемые в расчете технико-­экономические параметры работы котельных и тепловых сетей описывают ключевые параметры альтернативного способа теплоснабжения на основе наилучших доступных технологий для потребителя – современного жилого квартала. Эти параметры устанавливаются с учетом дифференциации в зависимости от региональных особенностей (по видам топлива, по температурным зонам и сейсмическим районам, по территориям, относящимся и не относящимся к территориям распространения вечномерзлых грунтов, по расстоянию на транспортировку оборудования для строительства котельной, по поселениям, городским округам, по экономическим районам России), а также учитывают капитальные затраты на строительство новых современных котельных и тепловых сетей.
Такой подход к определению предельного уровня цены принципиально отличается от текущей сложившейся за долгие годы системы тарифообразования в сфере теплоснабжения, основанной на методе «затраты плюс» (чем выше затраты, тем выше тариф). Поэтому некоторые субъекты теплоэнергетики продолжают по инерции ошибочно сравнивать параметры цены «альтернативной котельной» с параметрами реальной технологической системы теплоснабжения с текущей конфигурацией источников и тепловых сетей, и сложившейся структурой потребления. Важно понимать, что смысл предельного уровня, равного цене «альтернативной котельной», не в том, чтобы трансформировать реальную технологическую систему в систему «альтернативной котельной», а в том, чтобы дать возможность сторонам договора (поставщику и потребителю) определять цены по соглашению сторон не выше стоимости альтернативного теплоснабжения для потребителя. То есть цена «альтернативной котельной» – это справедливая цена для потребителя, основанная на конкуренции между централизованным и альтернативным способами теплоснабжения. Поскольку цена «альтернативной котельной» более универсальна, чем тарифы, она может от них отличаться как в большую, так и в меньшую сторону.

Барнаульская ТЭЦ-3
Источник: myaltai.com

Если стоимость «альтернативной котельной» окажется ниже тарифов в населенном пункте, то тарифы будут заморожены, пока не сравняются с этим предельным уровнем. Если предельный уровень окажется выше действующих тарифов, будет составлен график их постепенного доведения до цены «альтернативной котельной» на 5–10 лет. Причем власти и теплоснабжающие организации могут применять дополнительный понижающий коэффициент к предельному уровню цены. Иными словами, региональным органам государственной власти предоставлены инструменты управления ценовыми и социальными факторами, позволяющие донастраивать новую модель функционирования системы теплоснабжения, чтобы не допустить необоснованного роста цен и тарифов на тепловую энергию, обеспечив при этом привлечение инвестиций в модернизацию и строительство объектов теплоснабжения, направленных на улучшение надежности и безопасности теплоснабжения наиболее эффективным способом.
Второй ключевой элемент реформы – система взаимоотношений. При переходе на новую модель в населенном пункте определяется единая теплоснабжающая организация (ЕТО), которая отвечает за работу всех элементов системы теплоснабжения в зоне своей деятельности: производство, транспортировку и сбыт тепловой энергии. Если ЕТО не владеет на праве собственности или ином законном основании (например, при аренде или концессии) всеми объектами теплоснабжения на закрепленной за ней территории, она заключает договоры (договоры на услуги на передачу, договоры поставки и договоры о взаимодействии) с собственниками таких объектов. В одном населенном пункте может быть как одна, так и несколько ЕТО.
Институт ЕТО существовал в России и до начала реформы теплоснабжения, но реформа предполагает его существенные изменения. Единая теплоснабжающая организация уже не просто является единым закупщиком и поставщиком тепловой энергии в зоне своей деятельности, она становится основным центром ответственности за надежность и качество теплоснабжения: 1) перед каждым потребителем, за оптимизацию и развитие системы теплоснабжения; 2) перед государством и обществом. В этой связи ЕТО наделяется расширенными полномочиями по управлению системой теплоснабжения, при этом одновременно усиливается контроль, в том числе антимонопольный, за ее деятельностью и ее ответственность, как перед потребителями, так и перед властью. ЕТО получает возможность влиять на оптимизацию и развитие системы теплоснабжения. Цены на производимую тепловую энергию и цены на услуги по передаче между ЕТО и другими компаниями в зоне ее деятельности определяются по соглашению сторон – это обеспечивает непосредственную экономическую заинтересованность всех участников теплоснабжения к повышению эффективности. ЕТО заключает договоры и с потребителями. Причем за отключения теплоснабжения и нарушение его качества (например, при низкой температуре теплоносителя) предусмотрены штрафы для ЕТО в виде существенного снижения платы за тепло для потребителя.
Внедрение новой модели теплоснабжения является добровольным для населенных пунктов. Оно происходит на основе совместного заявления органов местного самоуправления и ЕТО, в зоне деятельности которой или которых находится 50 % и более мощности генерации тепла. Эта заявка проходит одобрение регионального парламента и губернатора, затем направляется в Минэнерго, проходит согласование Минстроя и Федеральной антимонопольной службы, после чего может быть утверждена правительством.
Если правительство принимает решение о переходе в ценовую зону теплоснабжения, заключается соглашение между местными органами власти и ЕТО о реализации схемы поставок тепла для населенного пункта. В этом соглашении прописываются обязательства и ответственность ЕТО по реализации инвестиционных проектов, права и обязанности сторон. Также формируется долгосрочный график изменения цены тепловой энергии.

Тарифные последствия

При обсуждении реформы теплоснабжения наибольшие опасения вызывал возможный рост цен и тарифов на тепловую энергию. Анализ ценовых последствий, проведенный Минэнерго в 2017 году на примере 512 муниципальных образований показал, что для 35,8 % населения тарифы на тепло могут быть заморожены, для 33,7 % их рост может составить 2–4 %, еще для 15,5 % рост тарифов оценивался в 4–6 %, а в оставшихся 15 % муниципальных образований рост тарифов оценивается в более чем 6 % в год от базового уровня тарифа.
На основе опыта первых муниципальных образований уже можно сказать, несмотря на все высказанные опасения: переход в ценовую зону теплоснабжения проходит без так называемой «шоковой терапии». Негативных ценовых последствий, которые рассматривались как главный фактор риска, не отмечено. Ценовых потрясений нет даже в условиях значительной разницы текущего тарифа и цены «альтернативной котельной».
Этого удается избежать благодаря тому, что законодательством обеспечены этапность перехода и регламентированы механизмы взаимодействия бизнеса и власти. Выполняется принцип добровольности вступления в ценовую зону теплоснабжения. Практически все риски, связанные с повышением цены «альтернативной котельной», могут быть сняты нормативным образом – для этого предусматриваются различные механизмы сглаживания ценовых последствий.

Саранская ТЭЦ-2
Источник: Александр Труднов / photoshare.ru

Например (по городам, по которым уже закончился переход в ценовую зону теплоснабжения):
в г. Рубцовск (Алтайский край) ЕТО приняло на себя обязательства по соглашению о реализации схемы теплоснабжения с органом местного самоуправления о том, что цены для потребителей не вырастут выше инфляции. При изначальной разнице между тарифом и ценой «альтернативной котельной» около 34 %;
в р. п. Линево (Новосибирская область) рост цен предполагается не выше инфляции, увеличенной на 3,5 %. Изначальная разница между тарифом и ценой «альтернативной котельной» около 25 %;
в г. Барнаул (Алтайский край) изначальная разница между утвержденным тарифом и расчетной ценой «альтернативной котельной» составляет около 50 %. При этом предлагается ежегодный рост цен не выше инфляции, увеличенной на 2 %;
в г. Ульяновск (Ульяновская область) переход в ценовую зону теплоснабжения позволит «заморозить» на 2020 год цены на тепловую энергию для потребителей, на которых приходится около 50 % объема отпуска тепловой энергии в городе. При этом в среднем цена на тепло не вырастет более, чем на инфляцию.

Сакмарская ТЭЦ, Оренбург
Источник: tesiaes.ru

Переход указанных муниципальных образований привел к кратному увеличению инвестиций в развитие систем теплоснабжения относительно текущего уровня, в том числе:
– в г. Рубцовске ЕТО уже проинвестировало более 2 млрд руб.;
– в р. п. Линево ЕТО инвестирует 0,8 млрд руб.;
– в г. Барнауле ЕТО инвестирует около 8 млрд руб.;
– в г. Ульяновске ЕТО инвестирует около 8 млрд руб.
Чтобы облегчить региональным и местным органам власти, а также единым теплоснабжающим организациям оценку ценовых последствий внедрения новой модели рынка тепла, на сайте Минэнерго России работает «Калькулятор расчета стоимости тепла по методу «альтернативной котельной». На текущий момент на калькуляторе сделано более 111,3 тысяч расчетов. Также Минэнерго России разместило на сайте шаблоны расчета цены «альтернативной котельной», которые могут использовать органы регулирования тарифов.

Первые выводы

В 2018–2019 годах Правительство России одобрило переход в ценовую зону теплоснабжения четырех муниципальных образований – города Рубцовск, рабочего поселка Линево, Барнаула и Ульяновска. В течение первых месяцев 2020 года были приняты решения еще по трем городам – Оренбургу, Красноярску и Канску (Красноярский край). Причем Красноярск стал первым «миллионником», который будет внедрять новую модель рынка тепла. Минэнерго уже внесло в правительство заявки на переход к новой ценовой модели рынка тепла городов Прокопьевск, Владимир и Самара, население последнего также превышает один миллион человек. Кроме того, на рассмотрении в федеральных органах власти находятся заявки Тольятти, Новокуйбышевска и Усолье-­Сибирское.
Опыт первых ценовых зон теплоснабжения подтверждает наличие запроса регионов на модернизацию систем теплоснабжения, на повышение надежности и качества, на создание долгосрочных стабильных правил в отрасли. В ценовых зонах теплоснабжения ожидается кратный рост инвестиций относительно текущего уровня. Суммарный объем инвестобязательств ЕТО в муниципалитетах, для которых одобрен переход к целевой модели рынка тепла, составляет около 46 миллиардов руб­лей. Инвестиции будут осуществляться на основании схем теплоснабжения городов в течение 5–10 лет.

Красноярская ТЭЦ-3
Источник: energybase.ru

Инвестиции в основном планируются в модернизацию или строительство тепловых сетей как основной источник низкой эффективности и низкой надежности теплоснабжения. Причем, если состояние магистральных тепловых сетей можно признать более-­менее удовлетворительным, то распределительные тепловые сети по большей части выработали свой ресурс и нуждаются в масштабной замене. Инвестиции на модернизацию и строительство новых тепловых сетей в ценовых зонах теплоснабжения составляют более 50 % от общих инвестиций в модернизацию теплоснабжения.
В настоящее время еще преждевременно говорить о массовом улучшении основных показателей в сфере теплоснабжения первых ценовых зон теплоснабжения, поскольку обновление основных производственных фондов, модернизация теплосетевой инфраструктуры, реализация мероприятий по существенному повышению надежности теплоснабжения, по сути, являются долгосрочными процессами, полный эффект от реализации которых будет получен в течение инвестиционного периода.
Согласно имеющейся в Минэнерго России информации, заявки на внедрение новой модели рынка тепловой энергии обсуждают не менее 36 населенных пунктов. Ожидаемый совокупный объем инвестиций по ним составит не менее 167,3 млрд руб­лей.
В 2020 году, кроме Оренбурга, Красноярска, Канска, Прокопьевска, Владимира, Самары, Тольятти, Новокуйбышевска и Усолье-­Сибирское ожидаются обращения о переходе в ценовую зону теплоснабжения еще от 18 городов: Балаково, Иваново, Инты, Йошкар-­Олы, Кирово-­Чепецка, Медногорска, Нижнего Новгорода, Новочебоксарска, Перми, Саранска, Сосногорска, Ухты, Чайковского, Чебоксар, а также Черногорска, Абакана, Белово и Бийска.
Несмотря на положительную динамику перехода муниципальных образований к ценовым зонам теплоснабжения, скорость этого процесса, по мнению Минэнерго, недостаточная, если учитывать наметившуюся тенденцию к ухудшению надежности теплоснабжения в стране.

Орская ТЭЦ-1
Источник: sdelanounas.ru

Согласно данным Ситуационно-­аналитического центра Минэнерго России, продолжает расти количество технологических нарушений, аварий в регионах страны. В 2017 году было зафиксировано 99 технологических нарушений в 33 регионах, в том числе 74 случая – с прекращением теплоснабжения потребителям. Прекращение теплоснабжения затронуло около 726,5 тысяч человек, в результате аварий один человек погиб. В 2018 году отмечено уже 162 случая технологических нарушений в 43 регионах, из них 105 – с прекращением теплоснабжения (около 922,1 тысяч человек, в результате аварий 4 человека погибло). В 2019 году зафиксировано 163 случая технологических нарушений в 43 регионах, из них 131 – с прекращением теплоснабжения (около 1,1 млн человек, в результате аварий 5 человек погибло). Наблюдается существенный рост количества технологических нарушений в Дальневосточном федеральном округе (+33 % роста в 2019 году по сравнению с 2017-м), Сибирском – рост в 4,6 раза, Уральском – рост в 4,3 раза, Приволжском – рост в 1,9 раза.
Для ощутимого изменения этой ситуации требуются значительные инвестиции, инструментом по привлечению которых на сегодняшний момент и является новая модель рынка тепла.
В соответствии с Федеральным законом № 279, давшем старт реформе рынка тепла, после 1 июля 2020 года будет проводиться анализ функционирования первых ценовых зон теплоснабжения. При необходимости будут приниматься меры по совершенствованию условий их работы, чтобы ускорить применение новой модели рынка тепла на территории регионов.
Некоторые предварительные выводы можно сделать уже сейчас, на основании информации, предоставленной региональными властями. Прежде всего, существует запрос регионов на пересмотр технико-­экономических параметров расчета цены «альтернативной котельной» (в первую очередь таких параметров как этажность застройки жилых кварталов, мощность «альтернативной котельной», плотность социальной инфраструктуры в жилых кварталах, региональные особенности формирования отдельных статей затрат и т. п.). Также есть запрос на преодоление рисков, связанных с действием института индекса платы граждан за коммунальные услуги, а также на ревизию мер социальной поддержки по оплате ЖКУ (повышение адресности таких мер и их достаточности с упрощением процедур реализации).
На сегодняшний момент у Минэнерго есть понимание низкой просвещенности как органов власти, так и населения о новой модели рынка тепла.
Со стороны единых теплоснабжающих организаций, заинтересованных в переходе на новую модель рынка тепловой энергии, есть запрос на упрощение порядка отнесения поселения к ценовой зоне теплоснабжения.
Полученные предложения будут прорабатываться Минэнерго в рамках дальнейшей работы по проведению реформы теплоснабжения. В частности, с привлечением Минэкономразвития и ФАС, планируется провести углубленный анализ сложившейся практики. Кроме того, продолжается проведение обучающих семинаров для регионов с обсуждением новой модели рынка тепла, в том числе с учетом опыта регионов, реализовавших переход в ценовые зоны теплоснабжения. Минэнерго на постоянной основе оказывает содействие и информационную поддержку органам местной и региональной власти в принятии совместного решения о переходе на новую модель страны.
Одновременно с внедрением нового подхода Минэнерго разрабатывает нормативную базу, направленную на улучшение экологической обстановки в городах. В частности, готовятся изменения требований к разработке схем теплоснабжения, расширяющих перечень обязательных направлений работ для муниципалитетов.
Так, при разработке и актуализации схемы теплоснабжения необходимо будет проанализировать текущий и перспективный объем выбросов и концентрацию загрязняющих веществ в приземных слоях атмосферы (от 0,5 до 30 метров от уровня земли). Будет добавлена оценка снижения объема и массы выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, необходимые мероприятия для минимизации воздействий на окружающую среду. Производить оценку выполнения этих требований будут местные органы власти при рассмотрении и утверждении проектов схем теплоснабжения.
Таким образом, схема теплоснабжения будет комплексным документом перспективного планирования и развития системы поставок тепла для населенного пункта.
Мы входим в новую эру отношений в теплоснабжении, когда основными критериями принятия управленческих и инвестиционных решений развития системы теплоснабжения – наравне с надежностью, эффективностью и экономичностью обеспечения граждан теплом – становятся критерии экологичности производимой и поставляемой тепловой энергии. Забота о здоровье граждан Российской Федерации является приоритетом в принятии безусловно всех решений при формировании и реализации государственной политики в любой сфере взаимоотношений, теплоснабжение здесь не является исключением.

По данным сайта: https://energypolicy.ru/?p=4019

Автор:admin

Финансовые методы управления рисками при использовании ВИЭ

Людмила Вениаминовна Нефедова
Ст. науч. сотрудник, к. г. н.,
МГУ им. М.В. Ломоносова
e-mail: nefludmila@mail.ru

Александр Алексеевич Соловьев
Проф., д. ф.-м. н., МГУ им. М.В. Ломоносова
e-mail: rsemsu@mai.ru

Аннотация. Cтатья посвящена проблемам риск-менеджмента в возобновляемой энергетике в мире и в России. Составлен реестр рисков в этой области энергетики с выделением внутренних и внешних рисков. Подробно рассмотрены финансовые методы управления рисками. Анализ зарубежных исследований по применению математических методов управления рисками показал высокую перспективность использования метода анализа сетей (ANP) в возобновляемой энергетике. Приведены примеры новых форм риск-менеджмента, таких как использование погодных деривативов, климатическое моделирование, интегрированные многорисковые контракты и др.
Ключевые слова: энергетика, риск-менеджмент, реестр рисков, ресурсные риски, инвестиционные риски, возобновляемые энергоресурсы, ветроэнергетика, гелиоэнергетика.

Abstract. The article is devoted to the problems of risk management in renewable energy in the world and in Russia. A register of risks has been compiled, highlighting internal and external risks. The financial methods of risk management are examined in detail. An analysis of foreign studies on the application of mathematical methods of risk management showed a high potential for using the network analysis method (ANP) in renewable energy. Examples of new forms of risk management, such as the use of weather derivatives, climate modeling, integrated multi-risk contracts, etc.
Keywords: energy, risk management, risk register, resource risks, investment risks, renewable energy resources, wind energy, solar energy.

Современное состояние возобновляемой энергетики показывает то значительное место, которое данная отрасль заняла на мировых энергетических рынках. Установленные суммарные мощности энергообъектов на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) и вырабатываемые ими объемы электроэнергии уже позволяют говорить о создании нового энергетического перехода, занимая все более важное место в энергокомплексах многих стран мира. В период 2000–2019 годов суммарная мощность электростанций на ВИЭ (солнечная, ветровая и энергия биомассы, без учета традиционной гидроэнергетики) увеличилась более чем в 22 раза с 56 ГВт в 2000 году до 1246 ГВт в 2019 году. За 2018 год было введено в строй более 180 ГВт мощностей на ВИЭ, в том числе – 100 ГВт солнечных фотоэлектрических установок. В мире теперь ежегодно вводится больше мощностей возобновляемой энергетики (около 67 % в 2018 г.), чем всех новых проектов на ископаемых видах топлива. К 2019 году суммарная мощность электростанций на ВИЭ в мире составила 1246 ГВт, в т. ч. ветроэнергетика – 591 ГВт, гелиоэнергетика – 505 ГВт. Ветроэлектростанции (ВЭС) работали более чем в 90 странах, в 24 странах выработка ветроэнергетики обеспечивала до 5 % суммарного энергопотребления, а в 13 странах – более 10 %. Девять стран теперь имеют более 20 % солнечной фотоэлектрической и ветровой генерации в своем энергобалансе. В 17 странах мощность возобновляемой энергетики (без учета крупных ГЭС) превышает 10 ГВт, а в 45 странах превышает 1 ГВт. Во всей Африке и в развивающейся Азии почти 150 миллионов человек получили доступ к электричеству, используя автономные солнечные фотоэлектрические системы [1].

В 2000–2019 годах суммарная мощность электростанций на ВИЭ увеличилась более чем в 22 раза с 56 ГВт в 2000 году до 1246 ГВт в 2019 году

Уже 17 стран имели к 2017 году мощность установок на солнечной энергии, достаточную для удовлетворения более 2 % спроса на электроэнергию, а для ряда стран характерны значительно более высокие показатели. За 2017 год в мире было введено в эксплуатацию 98,9 ГВт солнечных электростанций. Это на 29,3 % больше, чем в 2016 году. Объем инвестиций в гелиоэнергетику возрос в общем по миру лишь на 18 % по сравнению с предыдущим годом и составил в 2017 году 160,8 млрд долларов (рис. 1). Это связано со снижением капитальных затрат на солнечную энергетику. В 2017 году вводимые в строй фотоэлектрические системы были примерно на 25 % дешевле на мегаватт мощности, чем два года назад. Общемировые инвестиции в возобновляемую энергетику в 2017 году составили 333,5 млрд долларов, что лишь на 3 % выше 2016 года. При этом 40 % всех инвестиций в использовании ВИЭ были произведены в Китае [2].

Ветровые установки в пустыне Атакама вне города Калама, Чили
Источник: tifonimages / Depositphotos.com

Согласно данным последнего доклада подразделения американской корпорации Bloomberg – BloombergNewEnergyFinance (BNEF), к 2050 году доля ветровой и солнечной энергии в мировом энергоснабжении вырастет с нынешних 7 % до 48 %. В документе BNEF под названием «Новый энергетический прогноз – 2019 г.» сообщается, что такие ожидания основаны на значительном снижении стоимости электроэнергии, произведённой за счёт использования этих двух источников, а также на работах по созданию новых типов накопителей энергии. В BNEF прогнозируют, что к 2050 году спрос на энергию вырастет на 62 %, что привлечёт в сектор возобновляемой энергетики новые инвестиции в объёме 13,3 трлн. долларов. На долю ветроэнергетики из этой суммы придётся 5,3 трлн долларов, на долю солнечной – 4,2 трлн долларов [3].
В России, благодаря государственным мерам поддержки системы договоров на предоставление мощности, произведенной с помощью ВИЭ, за последние два года произошел значительный прорыв использования возобновляемых источников. В ветроэнергетике уже введены в строй три крупные ВЭС: Ульяновские ВЭС 1 и 2 (35МВт и 50 МВт) и Адыгейская ВЭС (150 МВт), ведется строительство ВЭС в Ставропольском крае, Мурманской, Ростовской областях. Создано отечественное производство компонентов ветроагрегатов и башен, что обеспечивает требуемый уровень локализации. В ряде регионов установлены и эффективно работают солнечные фотоэлектрические станции, сертифицированные на рынке дополнительной мощности, как объекты ВИЭ. К 2020 году суммарная установленная мощность солнечных электростанций (СЭС) в России составила 1265,67 МВт. За 2019 год было введено в строй 568,5 МВт, т. е. 45 % от их объема. Группой компаний «Хевел» разработано и создано производство в Новочебоксарске (260 МВт в год) инновационных гетероструктурных солнечных модулей с повышенной эффективностью и КПД более 22 %. Планы достижения в России запланированной к 2024 году мощности электростанций на ВИЭ в 4 ГВт определяются дальнейшим наращиванием инвестиций и уровнем локализации производства. Интенсивность инвестиционных потоков определяется уровнем надежности капиталовложений в возобновляемую энергетику, связанную с состоянием разработки методов управления рисками в данной отрасли.

Цели и задачи исследования

Активизация процесса освоения ВИЭ в России требует изучения рисков, возникающих при создании и эксплуатации энергообъектов, а также анализа основных методов управления ими, применимыми в возобновляемой энергетике. Последние годы, благодаря наличию обширного фактического материала по объектам на ВИЭ, зарубежными исследователями активно разрабатывается тематика методов риск-менеджмента в возобновляемой энергетике. Для России большое значение имеет решение проблемы непостоянства необходимых ресурсов для обеспечения рентабельности проекта, вызванного неравномерностью распределения энергопотенциала ВИЭ во времени и пространстве [4]. Проведенный анализ проблем освоения ВИЭ в нашей стране свидетельствует о необходимости методических разработок управления возможными рисками для безопасного и экономически эффективного использования данных энергоисточников.

Рис. 1. Динамика общемировых инвестиций в возобновляемую энергетику в 2004–2017 гг. по данным BNEF (млрд долл.) [2].

Реестр внешних и внутренних рисков

Для разработки методологии управления необходимо предварительно оценить возможные риски на всех стадиях развития проекта сооружения электростанций на ВИЭ. Их можно разделить на внешние риски (не зависящие от исполнителя проекта) и внутренние (связанные с деятельность исполнителя проекта) [5, 6]. Составленный нами реестр основных рисков представлен в таблице 1. При этом необходимо отметить, что ресурсные и экологические риски имеют как внутреннюю, так и внешнюю составляющие. Риск дефицита необходимых ресурсов для обеспечения рентабельности проекта обусловлен неравномерностью распределения энергопотенциала ВИЭ во времени и пространстве. Однако проведение дополнительных измерений, точный подбор параметров энергоустановок, позволяющих получить наиболее высокий Киум, значительно снижают данный вид рисков. Природные и экологические риски связаны с возможностью катастрофических явлений (ураганов, ливней, снегопадов, смерчей, землетрясений). К данному виду рисков относятся и возможные последствия для окружающей среды из-за аварийных ситуаций на энергообъектах ВИЭ.

National Renewable Energy Lab, США
Источник: Flickr.com

Риск-менеджмент в возобновляемой энергетике

Инвесторы принимают решения о поддержке проектов на ВИЭ на основе анализа будущих доходов и оценки основных рисков, которые могут потенциально повлиять на проект. Объемы и условия финансирования находятся в тесной связи с тем, насколько высок уровень риска проекта и какие существуют инструменты для их снижения. Таким образом, возможности получения необходимых инвестиций и кредитов на проекты возобновляемой энергетики зависят от эффективности управления рисками в этой отрасли. Для объектов возобновляемой энергетики необходим учет рисков на всех этапах разработки проекта: при подготовке технико-­экономического обоснования, при проектировании, при организации инвестирования и проведении тендеров, непосредственно при строительстве, а также на этапе функционирования. В настоящее время различают качественную и количественную оценку рисков. Качественный анализ предполагает выявление:
– источников риска;
– этапов и работ, при выполнении которых возникает риск (установление потенциальных зон риска, изменение риска в динамике, выявление всех положительных и отрицательных моментов, связанных с реализацией решения, содержащего риск).
Количественная оценка позволяет:
– выявить математическую вероятность возникновения обнаруженных рисков;
– определить значения потерь (или прибыли) от действий в рисковой ситуации, которые будут являться объектом дальнейшего анализа для принятия решения об управлении рисками;
– определить степень влияния различных факторов на рисковую ситуацию;
– подготовить оптимальный план управления проектом на ВИЭ в рисковой ситуации.

Таблица 1. Реестр основных видов рисков при освоении ВИЭ

Анализ опыта зарубежных проектов на ВИЭ показал, что при решении задач риск-менеджмента можно выделить нефинансовые и финансовые механизмы управления рисками. Нефинансовые методы направлены преимущественно на действия исполнителя проекта для предотвращения или уменьшения потерь внутренних рисков при технологическом процессе работы объекта. Они включают в свой состав технические меры уменьшения вероятности наступления негативных событий или минимизации потери. Кроме того, они предполагают разработку комплекса мер по оптимальному построению технологических процессов и отдельных операций, например охранные и предупредительные мероприятия. Нефинансовые методы также включают правовые мероприятия по разработке и утверждению соответствующих нормативных документов, которые регламентируют определённые ситуации, возлагают ответственность за нарушение или ненадлежащее исполнение возложенных обязанностей. В это направление включено и обучение персонала, так как в основе риска часто лежит человеческий или субъективный фактор.

Солнечные панели в Мексике
Источник: enelrussia.ru

Анализ финансовых методов управления рисками

В финансовых методах управления рисками в возобновляемой энергетике можно выделить три основные стратегии: принятие, распределение и перенос риска. Принятие обычно означает, что предприниматель берет под свою ответственность весь риск или часть рисков. В этом случае, предприниматель принимает решение о покрытии возможных потерь в результате свершения рискового события за счет собственных средств, например, самострахование (создание им собственных страховых фондов, которые предназначены для покрытия убытков), компенсация (покрытие риска за счет текущего денежного потока), резервирование (создание фонда средств на покрытие непредвиденных расходов) [7].
При сооружении энергообъекта на ВИЭ, распределение риска между участниками проекта является действенным способом его снижения. Он заключается в распределении риска между владельцем, инвестором и исполнителем проекта. Отношения между владельцем и исполнителем проекта в большинстве случаев основаны на системе договоров. Поэтому при заключении договора подряда заранее оговариваются все штрафные санкции, которые будут применены к подрядчику за невыполнение им обязательств. Тем самым, риск будет распределен между участниками договора и некоторым образом компенсирован. Анализ опыта зарубежных проектов на ВИЭ показывает, что наиболее применимыми являются такие методы снижения рисков, как долгосрочные соглашения о закупке электроэнергии, контракты на эксплуатацию и техническое обслуживание, а также передача части рисков третьим лицам.
Вопрос о том, какой риск следует принимать на себя, является одним из самых сложных и важных в практике риск-менеджмента. Современное понимание риск-менеджмента базируется на так называемой «концепции приемлемого риска», согласно которой основной целью процесса управления является придание максимальной устойчивости всем видам деятельности компании путем удержания совокупного риска (ожидаемого уровня потерь) в заданных стратегией развития пределах [7].

National Renewable Energy Lab, США
Источник: Flickr.com

Перенос риска предполагает страхование сооружений ВИЭ, их работы и выдачи гарантированной мощности. Страхование позволяет разработчику проекта компенсировать потери, которые могут возникнуть в случае негативных последствий существующих рисков. К рискам, принимаемым страховыми компаниями, относятся обычно риски, разработанные для традиционных отраслей промышленности. Сюда относятся: технологические (выход из строя оборудования), организационные (задержки в поставках), природно-­климатические (стихийные бедствия), человеческие, а также частично юридические и финансовые риски.
Для получения точных прогнозов доходности с учетом рисков, владельцы ветроэлектростанций должны сочетать в своем портфеле оценки выработки для ВЭС с прогнозами цен на электроэнергию на рынке фьючерсов. С помощью программных продуктов MATLAB®, аналитики Horizon Wind Energy (ныне EDPRenewables) – компании, владеющей 18 ВЭС в разных районах США – в 2015 году разработали автоматизированную систему по прогнозированию рисков, которая учитывает в своей работе многолетние данные, текущие цены и прогнозы экспертов. Климатическая изменчивость частично предсказуема и является фундаментальным фактором для финансового риска в проектах в области возобновляемых источников энергии. Последние годы разрабатывается методология оценки риска, учитывающая прогнозируемость климата. В работе [9] описана методика по снижению риска путем моделирования предсказуемых компонентов солнечной радиации и атмосферных колебаний. Была разработана новая модель прибыли, учитывающая эту предсказуемую климатическую информацию. Модель была адаптирована для оценки рисков инвестиций и нашла применение в более чем 10 географических районах Чили, где климат сильно зависит от трех океанских атмосферных колебаний (южное колебание Эль-­Ниньо, южный кольцевой режим, и диполя в Индийском океане). Использование модели в этих регионах позволяет снизить ежемесячный финансовый риск на 60–81 % по сравнению с традиционной методологией. Моделирование океанско-­атмосферных колебаний позволяет добиться наибольшего снижения рисков для южных районов страны, с экстремальными климатическими условиями. Данная методология потенциально применима к гидроэнергетическим, ветровым и другим возобновляемым ресурсам и позволяет исключить прогнозные компоненты климата из расчета риска проекта.

Солнечная электростанция в Мугур-Аксы, Россия
Источник: ГК «Хевел»

В количественных методах риски в основном измеряются с помощью дисперсии или распределения плотности вероятности технических и экономических параметров. Полуколичественные методы, такие как анализ сценариев и многокритериальный анализ решений, могут учитывать и нестатистические параметры, такие как социально-­экономические факторы [10,11]. Для оценок рисков и математического анализа решений наиболее широко применяются методы моделирования стохастических процессов Монте-­Карло [12] и метод анализа сетей (Analytical Network Process), разработанный Томасом Саати [13]. Метод используется для оценки ключевых факторов риска и анализа последствий выбранных альтернативных решений. Также МАС позволяет внедрять различные факторы и критерии – материальные и нематериальные – которые характеризуют оценку рисков. Данный метод позволяет определить, какая из стратегий является приоритетной в общем процессе оценки рисков, а также, какая стратегия управления наиболее приемлема для группы и отдельных рисков. С использованием ANP проведена классификация рисков и выявлены приоритетные методы их регулирования в процессе всего жизненного цикла ВЭС [14]. Использование метода анализа сетей позволяет также проводить оценку рисков для выбора стратегии риск-менеджмента: принятие, перенос или уменьшение риска [15]. Эмпирические данные в специально построенной стохастической имитационной модели были получены на основании оценки инвестиций в ВИЭ малых островных государств [16]. Смешанное целочисленное линейное программирование использовано для представления и оптимизации рентабельности многоэлементной, многопериодной и пространственно-­явной цепи поставок на основе биомассы для производства биоэтанола и биоэлектричества, где одновременно учитываются несколько технологий преобразования. Структура моделирования включает в себя культивацию биомассы, транспортировку, конверсию, распределение и конечное использование в транспортных средствах альтернативного топлива[17].
Далеко не все виды рисков, присущие для объектов возобновляемой энергетики, подлежат страхованию. Страховые компании, как правило, покрывают только те риски, по которым может быть оценена вероятность наступления страхового случая, оценен размер возможного ущерба и вычислена соответствующая страховая премия. Ряд факторов риска, характерных для работы проектов на ВИЭ, и в первую очередь, изменение законодательства и экономического и политического климата в стране, обычно выходят за рамки страхования. Это касается отдельных проектов с использованием новых технологий возобновляемой энергетики, реализация которых не отвечает базовым требованиям страховых компаний. В связи с этим, многие проекты в области возобновляемой энергетики имеют высокой уровень риска, что снижает перспективы инвестирования и получения кредитов со стороны банков.

Новые формы управления рисками в возобновляемой энергетике

Анализ действующих проектов на ВИЭ показывает, что ряд крупных исполнителей активно используют и альтернативные инструменты передачи риска, адаптированные для возобновляемой энергетики. Рассмотрим альтернативные механизмы передачи риска, которые могут повысить инвестиционную привлекательность проектов возобновляемой энергетики.
Погодные деривативы. В течение многих десятилетий, единственной возможностью снизить погодные риски было их страхование. Лишь в конце 90-х годов прошлого века появилось такое понятие, как «срочный контракт на погоду», который в настоящее время интенсивно используется иностранными компаниями для снижения риска, связанного с изменениями погодных условий. Ресурсные погодные риски влияют на надежность работы большинства систем возобновляемой энергетики и, следовательно, на получение запланированной прибыли. Погодные деривативы – это финансовые фьючерсные контракты, выплаты по которым напрямую зависят от погодных условий: количества солнечных дней, колебания скорости ветра и количества осадков, отклонения от заданного значения температуры.

Майминская СЭС, Россия
Источник: ГК «Хевел»

В настоящее время ряд международных и финансовых институтов (Deutsche Börse, Entergy-­KochTrading, Merrill Lynch Global Commodities и др.) уже используют индексы выработки ветряной электроэнергии, основанные на сопоставлении кривых мощности типичных ветрогенераторов и среднемноголетних показателей скорости ветра в конкретных регионах. Фирма, владеющая ВЭС может приобрести годовой фьючерс или опцион, фиксирующий определенное значение индекса. В случае, когда скорость ветра становится ниже данного значения, компания получает компенсацию от продавца опциона, тем самым снижая риск финансовых потерь. Таким образом, девелоперы проектов на ВИЭ могут захеджировать (застраховать) свои риски в случае наступления для них неблагоприятного события, однако отказываются от сверхприбыли в случае наступления благоприятного события. Растущее производство электроэнергии из возобновляемых источников энергии в последние годы, в сочетании с неопределенностью погодных условий в Германии и Австрии, привели к росту рисков компаний-­производителей энергии при увеличении числа ВЭС. Биржа ЕЕХ в 2016 году предложила эффективный инновационный инструмент хеджирования для управления рисками в виде фьючерсов (погодных деривативов). В качестве базового актива фьючерса на ветряную энергию EEX используется индекс ветра, рассчитываемый EuroWind. Модель меняется каждые 15 минут, исходя из данных метеорологической службы, расположенной в Германии. Регулирование торговли ведется в соответствии с правилами MiFID, как и других деривативов в зоне ЕС [18]. Оценивая годовое производство электроэнергии по проекту с помощью индекса ветра соответствующего региона, возможен прогноз долгосрочного ожидаемого выхода энергии. Очевидно, что с увеличением доли возобновляемых источников энергии в глобальном масштабе появятся фьючерсы и на выработку гелиоэнергетических станций.

Важным фактором снижения рисков и повышения кредитного рейтинга компании при строительстве объектов на ВИЭ являются гарантии международных институтов и государственного сектора


К новым формам управления финансовыми рисками в возобновляемой энергетике можно отнести также интегрированные многорисковые контракты, рисковый капитал, залог акций, валютный своп и секьютеризация кредитов [5]. Многорисковые контракты позволяют компаниям комбинировать различные риски, присущие конкретному проекту. Вероятность того, что несколько событий произойдут одновременно гораздо ниже вероятности того, что они произойдут по отдельности. Поэтому стоимость многорисковых контрактов значительно ниже страховых тарифов. Кроме этого, данные соглашения могут включать в себя риски, которые, как правило, не покрываются страховыми компаниями (политические и деловые риски, колебания валютного курса и цен на товары). Понятие «рисковый капитал» включает в себя различные схемы финансирования непредвиденных убытков, которые применяются в качестве альтернативы традиционному страхованию. Рисковый капитал может принимать форму опционов, конвертируемого долга, гибридных ценных бумаг и привилегированных акций. Залог акций позволяет разработчику проекта использовать часть принадлежащих ему акций в качестве средств обеспечения кредита. Кредитор может получить право собственности на акции только в случае неисполнения разработчиком проекта его обязательств по займу. Валютный своп – торгово-­финансовая операция между двумя партнерами по обмену разнообразными финансовыми активами, с целью снижения или изменения характера рисков. В возобновляемой энергетике применяются обычно договоры валютного свопа в международных проектах, когда изменение валютного курса играет важную роль. Секьюритизация кредитов – привлечение финансирования путём выпуска ценных бумаг, обеспеченных активами, генерирующими стабильные денежные потоки. Это позволяет провести преобразование нерыночных активов в рыночные ценные бумаги. Так, в 2013 году компания SolarCity выпустила пакет ценных бумаг на сумму в 54 млн долларов, обеспеченных активами, включающими в себя солнечные станции, лизинг и долгосрочные контракты на поставку электроэнергии.
Основным препятствием для более широкого использования альтернативных методов управления финансовыми рисками в возобновляемой энергетике и разработки новых продуктов управления в России является недостаток отраслевой информации. Финансовый сектор требует более глубокого понимания отрасли возобновляемой энергетики, существующих в ней технологий и операционных процессов. Для того, чтобы рассчитать премии за риск, страховые компании должны обладать полным объемом информации, позволяющим оценить вероятность наступления страхового случая, а также размер возможного ущерба от него. Решением проблемы может стать более тесное сотрудничество между разработчиками проектов возобновляемой энергетики и представителями финансового сектора. Поскольку возобновляемая энергетика является достаточно молодым сектором, многие отраслевые данные еще не получили широкого распространения среди специалистов других областей. Поэтому разработчики проектов должны инициировать передачу информации о своих технологиях и операционной деятельности представителям различных финансовых институтов. Данное сотрудничество должно помочь страховым компаниям, банкам и другим частным кредиторам лучше понять и изучить все риски, связанные с проектами возобновляемой энергетики.
Важным фактором снижения рисков и повышения кредитного рейтинга компании при создании объектов на ВИЭ и являются гарантии международных институтов и государственного сектора. Данные гарантии играют ключевую роль в снижении политического риска, так как на сегодняшний день традиционные страховые продукты не покрывают риски, связанные с изменением политической обстановки и законодательства в той или иной стране. Это имеет особенно большое значение при финансировании проектов возобновляемой энергетики в развивающихся странах с высоким уровнем политического риска.
Резюмируя, можно отметить: высокий уровень риска проектов возобновляемой энергетики снижает их кредитоспособность и, следовательно, затрудняет получение заемного капитала. Фундаментальным требованием для привлечения финансирования является снижение рисков, которые имеют наибольшую вероятность негативного воздействия на проект. Сооружение энергообъектов на ВИЭ получает в настоящее время в России большую государственную поддержку, снижающую риски в работе электростанций, однако программа поддержки составлена лишь до 2024 года. В рамках разрабатываемой второй программы поддержки возобновляемых источников энергии на период 2025–2035 годов, возобновляемая энергетика должна стать полноправным участником рынка при условии повышения уровня локализации и возможности выхода на экспортный рынок. Поэтому особенно важна уже на современном этапе разработка и адаптация в российских реалиях существующей в зарубежной практике методологии управления рисками, при использовании всех видов возобновляемых источников энергии как для сетевого, так и для автономного энергоснабжения.

Использованные источники

  1. Renewables 2019. Global status report // REN 21/ UNEP, Paris: REN 21 Secretariat, 2019, 336 p.
  2. Global trends in renewable energy investment 2017 / Frankfurt School-­UNEP Centre / BNEF. Frankfurt am Main 2017, 18 p.
  3. New Energy Outlook 2019 / Bloomberg New Energy Finance, June 2019, 76 p.
  4. Нефедова Л.В., Соловьев А.А. Анализ рисков освоения возобновляемых источников энергии в России // Проблемы анализа риска. 2015, Т. 12, № 6. С. 56–63.
  5. Unlocking Renewable Energy Investment: The Role of Risk Mitigation and Structured Finance, IRENA, 2016, Abu Dhabi, 148 p.
  6. Павлова О.С. Риск-менеджмент на российских энергетических предприятиях // Вестник научно-­технического развития, 2011, № 6 (46). С. 34–43.
  7. Ермасова Н.Б. Риск-менеджмент // – М.: Издательство «Альфа-­Пресс», 2005. 240 с.
  8. Fera M., Macchiaroli1 R., Fruggiero F. and A., Lambiase A. Risks Prioritization in Decision Making for Wind Energy Investments using Analytic Network Process (ANP) //International Journal of Applied Engineering Research ISSN 0973–4562 Volume 12, Number 10 (2017), 2567–2574 pp.
  9. Cristian Bustos, David Watts, Marysol Ayala Financial risk reduction in photovoltaic projects through ocean-­atmospheric oscillations modeling// Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 74, 2017, 548–568 pp.
  10. Anastasia Ioannou, Andrew Angus, Feargal Brennan, Risk-based methods for sustainable energy system planning: a review // Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 74, July 2017, 602–615 pp.
  11. Guido C., Guerrero-­Liquet Juan Miguel Sánchez-­Lozano Decision-­Making for Risk Management in Sustainable Renewable Energy Facilities: A Case Study in the Dominican Republic»// Sustainability 2016, v.8, 455 p.
  12. Arnold U., Yildiz O. (2015). Economic risk analysis of decentralized renewable energy infrastructures – A Monte Carlo Simulation approach. Renewable Energy, 77, 227–239 pp.
  13. Саати Томас Л. Принятие решений при зависимостях и обратных связях: Аналитические сети. Пер. с англ. / Науч. ред. А.В. Андрейчиков, О.Н. Андрейчикова. – М.: Издательство ЛКИ, 2008. 360 с.
  14. Fera M., Macchiaroli R., Fruggiero F. and Lambiase A. Risks Prioritization in Decision Making for Wind Energy Investments using Analytic Network Process (ANP) //International Journal of Applied Engineering Research, Volume 12, Number 10, 2017, 2567–2574 p.
  15. Калинчик В.П., Кокорина М.Т. Оценка рисков генерации энергии из возобновляемых источников // Техніка в сільськогосподарському виробництві, галузеве машинобудування, автоматизація, вып. 26, 2013, С. 225–230.
  16. Dornan M., Jotzo F. Renewable Technologies and Risk Mitigation in Small. Island Developing States: Fiji’s Electricity Sector, Renewable and Sustainable Energy. Reviews, 2015, Vol. 48, August 2015, 35–48
  17. d’Amore, Federico &Bezzo, Fabrizio, 2017. «Managing technology performance risk in the strategic design of biomass-­based supply chains for energy in the transport sector,» Energy, Elsevier, vol. 138(C), 563–574 p.
  18. EEXWindPowerFutures // Режим доступа: http://www.eex.com/en/products/energiewende-­products/wind-power-­futures/overview (Дата обращения 10.03.2020)

по данным сайта: https://energypolicy.ru/?p=4022

ВВЕРХ