Потенциал проектов малой гидрогенерации в России оценивается в 7 ГВт, при этом, например, общая мощность перспективных проектов на территории Северного Кавказа составляет около 2 ГВт. Если выделить наиболее эффективные и удобные проекты, реализация которых может завершиться до 2030 года, – это около 30–40 проектов общей мощностью до 1000 МВт и стоимостью около 200–250 млрд руб.

Если говорить о развитии малой гидроэнергетики до 2050 года, то проекты необходимо рассматривать при условии будущего экономического роста России и задачи по максимальному снижению потребления ископаемых видов топлива. Тогда будут созданы возможности для строительства еще 2–3 ГВт проектов мощностью менее 50 МВт.

В ЧЕМ СЛОЖНОСТЬ

Основная проблема – отсутствие «длинных» денег для реализации проектов под фиксированный и низкий процент для длительных и капиталоемких проектов. У солнечной и ветровой генерации короткий период строительства, инвестор может реализовать проект, затем перепродать более крупной компании, вернуть капитал банку и получить свою норму прибыли.

Срок строительства даже малой ГЭС составляет более 4–5 лет. Но в отличие от солнечной и ветровой генерации в отношении объектов гидрогенерации есть уверенность в их эффективной и предсказуемой работе и через 50, и через 100 лет. Так, например, лидерство Китая в развитии гидроэнергетики можно объяснить системой долгосрочного планирования, которая не имеет такой зависимости от сиюминутной оценки финансовых рисков и доходности. В России аналогичных механизмов долгосрочного планирования нет.

Другая проблема заключается в том, что не всегда корректно оценивается роль ГЭС в экономическом и региональном развитии – это не только энергетика, а еще и защита от наводнений (около 80% ГЭС в США – противопаводковые), создание резервов пресной воды для нужд сельского хозяйства и промышленности, обеспечение занятости и роста отраслей по всей цепочке поставок. Более половины затрат при реализации гидроэнергетических проектов – это строительно-монтажные работы в течение нескольких лет с привлечением местных работников и поставщиков.

Третьей проблемой является отсутствие адекватной оценки роли ГЭС для энергосистемы. Например, оптовый рынок электроэнергии в России устроен так, что только «водоточные» ГЭС, не имеющие водохранилища, имеют порядок оплаты мощности, аналогичный проектам солнечной и ветровой генерации. До недавнего времени не было даже указанной нормы и мощность проектов малых ГЭС оплачивалась в кратно меньшем размере по сравнению с проектами солнечной и ветровой генерации.

КАК БЫТЬ

Конечно, есть условно «быстрые» решения, связанные с устранением явных перекосов в регулировании. Нужны стимулы для финансового рынка в части льготного финансирования проектов гидроэнергетики, соответствующих критериям устойчивого развития, устранение регуляторной дискриминации оплаты мощности новых ГЭС и, конечно, увеличение объемов поддержки МГЭС на оптовом и розничном рынках. Отдельное внимание нужно уделить поддержке проектов ГЭС на существующих гидротехнических сооружениях при условии, что реализация приведет к увеличению выработки возобновляемой энергии.

Необходима организация взаимодействия на межведомственном уровне с целью полной оценки эффектов от реализации проектов МГЭС. Например, есть проект малой ГЭС, который по своим энергетическим и экономическим показателям сопоставим с солнечной станцией, и выбор не очевиден. Но строительство МГЭС позволит создать более 500 рабочих мест в течение 4–5 лет или же обеспечит строительство водохранилища, которое даст воду тысячам гектаров сельскохозяйственных земель. Если посмотреть с межфункционального уровня – этого может быть достаточно для решения в пользу гидроэнергетического проекта.

Для МГЭС важен контекст низкоуглеродного развития. В условиях отсутствия долгосрочного планирования и долгих денег с низкой стоимостью система платежей за выбросы углерода, которая начинает появляться в большинстве стран, предоставляет лучшую возможность для развития гидроэнергетики. Во всем мире поддержка ВИЭ условно делится на две категории: добровольную и вмененную. До сих пор только «вмененные» платежи являлись эффективным инструментом развития ВИЭ – в первую очередь солнца и ветра.

В этом смысле нужно связать существующие преимущества гидроэнергетики, которая способна здесь и сейчас обеспечить добровольный спрос потребителей и экспортеров на зеленую энергию и вмененные платежи для реализации проектов нового строительства ГЭС, которые должны снизить углеродные платежи экспортеров на зарубежных рынках. И это уже совместная стратегическая задача по взаимному признанию с зарубежными партнерами перечня снижающих углеродные выбросы климатических проектов.

КАК У НИХ

«У них» все хорошо. По прогнозам экспертов, ежегодный уровень вводов малых ГЭС соответствует уровню около 1,3 ГВт. Хотя инвестиции в проекты ГЭС до 50 МВт в десятки раз меньше, чем в СЭС и ВЭС, малая гидроэнергетика занимает свое небольшое по объему, но обоснованное место в рамках энергоперехода.

Такие страны, как, например, Китай или Турция, активно строят малые ГЭС по двум основным причинам: есть неосвоенный гидропотенциал, а также меньшая или сравнимая с солнечными или ветровыми станциями себестоимость энергии в условиях конкретного региона и местности. Кроме этого, при развитии малой гидроэнергетики зарубежные страны решают вопросы комплексного развития территорий, снижения зависимости от ископаемых видов топлива. Нужно понимать, что за рубежом энергетика в целом и гидроэнергетика в частности – это базовая отрасль, которая, с одной стороны, всегда может рассчитывать на поддержку государства, а с другой – является инструментом государства по продвижению собственной энергетической политики. Нельзя анализировать экономическую эффективность проектов гидроэнергетики по тем же критериям и шаблонам, что и, например, проекта расширения сети закусочных. Но именно так и происходит, банковскому сектору абсолютно все равно, куда инвестировать, для них первичны доходность и риски. При этом упрощенная финансовая логика и шаблоны широко используются как не совсем частными, так и не совсем финансовыми организациями и институтами. Ключевой недостаток заключается именно в «упрощении», ограниченном анализе и количестве используемых допущений, недостаточном системном моделировании при принятии решений.

Но эта проблема, которая была отмечена ранее, какое это имеет отношение к трендам, которые происходят за рубежом? После долгого периода поддержки ВИЭ через вмененные дополнительные платежи потребителей за рубежом, прежде всего в европейских странах, возобновляемая энергетика начала работать по ценам оптовых рынков соответствующих стран. Ценовой риск (или merchant risk) является основной проблемой развития ВИЭ за рубежом: никто не может гарантировать цену на электроэнергию в среднесрочной и долгосрочной перспективе, долгосрочные договоры являются большой редкостью, а отрасль возобновляемой генерации уже не может остановиться и перестать строить и производить: для них это постоянный цикл технологического развития и снижения цен. Поэтому инвесторы в ВИЭ идут на осознанный риск и продолжают реализацию проектов, несмотря на «merchant risk», понимая, что в случае неблагоприятного развития событий им поможет правительство. При этом правительства многих государств действительно готовы помочь, так как для них развитие ВИЭ – это часть стратегии, задача по обеспечению энергетического перехода.