Рост энерготарифов на юге России, потянувший за собой увеличение цены на техприсоединенение к сетям, привёл к тому, что крупные промышленные предприятия вплотную занялись строительством собственной генерации. Только они могут себе позволить единовременные серьёзные капвложения и длительный срок окупаемости проекта. Однако именно наличие собственных энергоносителей более чем вдвое снижает стоимость 1 кВт или 1 Гкал·ч для промышленников, повышая рентабельность конечной продукции, уходя от перекрёстного субсидирования и диктата ресурсоснабжающих организаций. Более того, излишек энергии вполне может с прибылью реализовываться сторонним потребителям. Впрочем, выпадающие от таких действий доходы распределительных компаний ложатся на плечи МСБ и населения.
У каждой компании своя причина, побудившая налаживать собственную генерацию. От желания следовать в тренде на энергосбережение и энергоэффективность до противостояния с ресурсоснабжающими монополистами. «Высокая эффективность и сам факт того, что генерирующий объект и сети являются собственными, даёт низкую себестоимость производимых ресурсов: как правило, вдвое или втрое ниже цены стороннего поставщика. На этой вилке и основана эффективность, а также окупаемость решения», — говорит Денис Маркин, руководитель направления электромеханических систем компании «КРОК».
Заработать на своей генерации
Поиск путей для ухода от диктата «ресурсников» побудил и других мощных игроков макрорегиона раскошелиться на генерацию. Только на Кубани по этому пути пошли Новороссийский морской порт, масложировой комбинат «Краснодарский», Верхнебаканский цементный завод, винодельческое предприятие «Фанагория», розничная сеть «Магнит» и другие компании.
Расчёты специалистов основываются на простой формуле. «Стоимость постройки собственной электростанции с установленной мощностью от 1 до 10 мегаватт обойдётся в сумму от 20 до 50 тысяч рублей за один киловатт, — подсчитал аналитик компании “Энерго-Капитал” Андрей Симонов. — То есть для своей мобильной газотурбинной или газопоршневой установки установленной мощностью два мегаватта инвестору придётся раскошелиться на 40-100 миллионов рублей. За год подобная ГТЭС может выработать до 17,5 миллиона киловатт-часов электроэнергии. Купить у сбытовой компании такой объём электроэнергии придётся, заплатив свыше 60 миллионов рублей, а производство его на собственной ГТЭС стоит около 35 миллионов рублей. Таким образом, срок окупаемости подобной электростанции может составить до пяти лет».
«Вопрос использования малой генерации на крупных предприятиях не так
однозначен. Удельная стоимость строительства объектов малой генерации может обойтись как дешевле, так и дороже крупных станций, этот диапазон составляет примерно 0,8–4 тысячи долларов за киловатт мощности, в зависимости от типа источника, — отметил в разговоре с “Экспертом ЮГ” Георгий Ващенко, начальник управления операций на российском фондовом рынке ИК “Фридом финанс”. — Но вопрос не только в стоимости строительства генератора, а ещё в присоединении, в снабжении топливом (если это мини-ТЭЦ и котельная). Иногда предприятия просто вынуждены строить собственные мощности из-за невозможности или дороговизны процесса присоединения к сетям. На юге России этот вопрос был особенно острым в преддверии Олимпиады в Сочи. Не хватает и сетевых мощностей. Поэтому ряд предприятий просто вынуждены строить свои источники энергии, занимаясь непрофильной деятельностью. Для инвестора, к сожалению, бизнес не так выгоден».
Более того, срок окупаемости можно сократить, если грамотно наладить сбыт излишков производимой электроэнергии собственной генерации и когенерации.
Как пояснили в компании ООО «МагнитЭнерго» (дочернее предприятие холдинга ПАО «Магнит»), в настоящее время холдинг располагает шестью энергоцентрами с 32 генераторными установками совокупной установленной мощностью 52,1 МВт. Четыре из них находятся на юге России (тепличные комплексы «Зелёная Линия» — 17,2 МВт и «Юг-Агро» — 16,4 МВт, адыгейское ООО «Новые технологии» — 11,8 МВт и Лермонтовский распределительный центр на Ставрополье — 2,5 МВт). По расчётам специалистов компании, стоимость 1 кВт·ч электроэнергии для собственных нужд составляет 1,5 рубля, являясь вполне эффективной для «МагнитЭнерго» как сбытовой компании и сети «Магнит» как потребителя за счёт отсутствия оплаты услуг сетевой компании по передаче энергии. Одновременно сбытовые структуры «МагнитЭнерго» могут продавать излишек энергоресурсов сторонним потребителям уже по цене 3,48 рубля за 1 кВт·ч. Учитывая, что тариф, установленный РЭК в 2017 году для Краснодарского края и Адыгеи, находится на уровне 4,28 рубля за 1 кВт·ч, а для Ставрополья — 4,16 рублей, закупка ресурсов у «МагнитЭнерго» выглядит конкурентной.
С Дона выдача есть
В Ростовской области также давно работает собственная генерация (ООО «Бумажная фабрика» в Мясниковском районе, ГК «Астон», ростовский пивзавод «Балтика-Ростов» и др.).
Ещё в феврале 2004 года собственную газотурбинную электростанцию запустила «Балтика-Ростов» (вторую в структуре холдинга, первая открылась в Петербурге в 2003 году), когда эта тема считалась в стране экзотичной. В строительство вложили порядка 7,5 млн долларов, а региональные власти предоставили предприятию налоговые льготы на два года. Станция полностью закрывала потребности пивзавода в электричестве и на 60% — в тепле.
Как тогда рассказывал директор пивоварни Александр Дедегкаев, открытие собственной ГТЭС позволило донскому предприятию избавиться от монополии в этой сфере ОАО «Ростовэнерго», значительно снизив себестоимость продукции. До пуска станции в 2003 году «Балтика-Ростов» закупала электроэнергию по самому высокому тарифу в Ростовской области — 1,8 рубля за кВт/ч. Однако уже в декабре 2003 года, после пробного пуска станции, себестоимость электричества упала втрое и составила всего 64 коп.
Свою теплогенерацию наладили и в агрохолдинге «Астон». Как объяснял в беседе с «Экспертом ЮГ» глава холдинга Вадим Викулов, Миллеровский маслоэкстракционный завод (ММЭЗ) стал единственным у «Астона» предприятием замкнутого цикла. Собственные агрохозяйства поставляют на ММЭЗ семечку, здесь она обрушается, и её лузга идёт на открытую на территории завода ТЭЦ. Энергия от сжигания лузги позволяет обеспечивать предприятие 50 тоннами технологического пара и 6,5 МВт электроэнергии. По утверждению г-на Викулова, «издержки по переработке масличных таким образом за счёт внедрения эффективных биотехнологий сведены до нуля». Применение технологий биоэнергетики позволяет сократить выбросы парниковых газов в атмосферу до 200 тысяч тонн в год. Зола, образующаяся при сжигании биоресурсов, используется как органическое минеральное удобрение. Себестоимость энергии не превышает 70 копеек за кВт·ч, теплоэнергии — 150 рублей за Гкал.
В 2010 году аналогичная ТЭЦ была запущена и на Морозовском МЭЗе агрохолдинга. В компании сообщили, что в создание двух энергетических объектов было инвестировано около 20 млн долларов, срок окупаемости составил 4 года.
Ряд крупных предприятий региона уже всерьёз задумываются над строительством мощностей.
«В скором времени придём к решению о налаживании собственной генерации», — призналась директор азовского завода ООО «Фрито Лей Мануфактуринг» (входит в международный холдинг PepsiCo) Наталья Неустроева. На предприятии уже начали работу над производством собственной тепловой энергии. Как рассказал технический менеджер компании Андрей Сарычев, благодаря вводу в строй новых очистных сооружений в августе 2017 года отходы основного производства позволяют получать биогаз-метан, на котором работает заводская котельная.
Есть, правда, и исключения из этого списка. Как заметил «Эксперту ЮГ» главный инженер завода Mars в Ростовской области Максим Габидуллин, «мы рассматривали сразу три варианта налаживания собственной генерации на нашем предприятии, но ни один из них не устроил руководство компании по рентабельности. Закупать электроэнергию на рынке для нас выгоднее».
Не лучшим образом обстоят дела в Краснодарском крае из-за сильно изношенных сетей.
«Краснодарский край — аграрный регион. Здесь и сети сельские, — рассказал в беседе с “Экспертом ЮГ” владелец Абинского электрометаллургического завода Иван Демченко. — В своё время мы с трудом согласовали с Анатолием Чубайсом на инвестфоруме в Сочи строительство линии и подстанции “Крымская 500” мощностью один гигаватт. Только это и позволило построить здесь завод, который, кстати, потребляет столько же энергии, сколько Краснодар. Но мы также будем строить и свою генерацию — газотурбинную станцию на 100 мегаватт. Уже заключили контракт. На энергетиков в плане тарифов влиять не получается. Поэтому выход — только в строительстве своей генерации, что мы и делаем».
Поиск альтернативы
В качестве альтернативных источников энергии может выступить и солнечная генерация. В начале следующего года на Волгоградском НПЗ (ООО «ЛУКойл-Волгограднефтепереработка») будет введена в эксплуатацию третья по счёту в структуре нефтехолдинга солнечная электростанция (СЭС) мощностью 10 МВт. Генподрядчиком выступает компания «Хэвел» (совместное предприятие «Роснано» и «Реновы»). Электростанция покроет значительную часть потребностей нефтеперерабатывающего завода, позволит сократить выбросы углекислого газа на 10 тысяч тонн и обеспечит выработку дополнительных 12,5 млн кВт·ч ежегодно. Общая сумма инвестиций в проект — 1,5 млрд рублей. Предполагается, что СЭС будет обеспечивать электроэнергией введённый в эксплуатацию в мае прошлого года комплекс глубокой переработки вакуумного газойля НПЗ. Одновременно СЭС будет поставлять энергию и для электробусов, выпускаемых волгоградской компанией «Волгабас».
Как сообщили на ВНПЗ, на незадействованных в производственном цикле земельных участках предприятия уже поставлено и смонтировано около 40 тысяч кремниевых фотоэлектрических модулей. Доля отечественного оборудования в будущей станции составляет 70%. В мэрии Волгограда считают, что крупный экологический проект позволит сократить выбросы углекислого газа на 10 тысяч тонн.
Аналитики по-разному оценивают эффективность использования солнечной энергии и строительство СЭС в России, подчёркивая, что высокая цена и длительный срок окупаемости проектов под силу лишь крупным игрокам.
По мнению директора НП «Ассоциация солнечной энергетики России» Антона Усачёва, стоимость 1 кВт·ч солнечной электроэнергии за рубежом составляет около 3–5 рублей. При этом её стоимость гарантируется контрактами на годы и не повышается ежегодно, в отличие от традиционных видов энергетики. «Средний срок окупаемости СЭС, то есть срок возврата инвестиций, в России такой же, как и среднемировой — 15 лет. При этом общие инвестиции в осуществление, к примеру, проекта Абаканской СЭС составили около 600 миллионов рублей», — говорит г-н Усачёв.
На юге России также есть ряд реализованных проектов в солнечной энергетике, которые, правда, не отличаются особым размахом. Это скорее дополнительный источник энергии для небольших предприятий или для отдалённых районов. Например, СЭС, построенная ООО «МЭК-Инжиниринг» в дагестанском Каспийске мощностью 1 МВт, фотоэлектрическая установка на кровле железнодорожного вокзала Анапы мощностью 70 кВт, фасадная установка на «Апарт-отеле» в Сочи на 43 кВт.
Средние затраты на содержание одной солнечной электростанции эксперты оценивают в 10 млн рублей в год. Это расходы на обслуживание электростанции (оплата диспетчерского персонала, регламентные работы), инверторного оборудования (сервисный договор с производителем) и охрана.
«Рентабельность EBITDA тепловой энергетики порядка 10–15 процентов, для современных станций с высоким КПД она заметно выше за счёт более высоких тарифов на мощность», — подсчитал Георгий Ващенко. По его словам, для инвестора наиболее эффективным и дёшевым вариантом, на первый взгляд, являются ветрогенераторы (от 500 долларов за 1 кВт). Однако и при этом необходимо учитывать стоимость доставки оборудования, а также плату за подключение к сетям, поскольку источник не является бесперебойным. А это уже делает проект нерентабельным.
Закат перекрёстного субсидирования
Впрочем, любые успехи по созданию собственной генерации со стороны крупных потребителей вряд ли могут обрадовать МСБ или физических лиц. Уходя от энергетиков-монополистов и перекрёстного субсидирования, крупный бизнес решает собственные задачи по снижению издержек. Выпадающие от его действий доходы ресурсоснабжающие организации перекладывают на плечи «малых потребителей» и других предприятий без собственной генерации. Для них это выливается в рост коммунальных платежей и увеличение платы за техприсоединение и «последнюю милю».
«Последняя миля» в начале реформы электроэнергетики была задумана как временная мера, чтобы поддержать на плаву распределительные сетевые компании (МРСК). Они получили право арендовать у управляющей магистральными сетями ФСК подходящие к промышленным предприятиям участки ЛЭП и получать от предприятий двойную плату — за свои услуги и тариф на передачу электроэнергии по этому участку. Это позволяло МРСК не повышать тариф на передачу электричества населению. В этом состоит суть перекрёстного субсидирования.
По оценкам Минэнерго РФ, за пять лет, к 2017 году, размер перекрёстного субсидирования в сетевом комплексе вырос почти на 70%, до 368 млрд рублей, а к 2022 году он может составить 417 млрд рублей. Вся эта нагрузка ложится на МСБ и бюджетные предприятия, так как крупные энергопотребители уходят в собственную генерацию или подключаются напрямую к сетям ФСК, тариф которой не включает перекрестное субсидирование.
Чтобы это исправить, Минэнерго подготовило законопроект, который равномерно распределит величину перекрёстного субсидирования между всеми потребителями (кроме населения), независимо от того, к каким сетям они подключены — магистральным или распределительным. Тарифы будут меняться в зависимости от категории потребителей.
Как пишут «Ведомости», равномерное распределение перекрёстного субсидирования будет означать рост тарифа на передачу электроэнергии для крупных потребителей на 92%, т. е. в среднем общий платёж для них станет больше на 16%.
По оценкам Минэнерго, в 2017 году темпы роста тарифов для населения составили 4,3% по сравнению с 2016 годом, а для прочих потребителей — 10,5%. Чтобы к 2022 году снизить перекрёстное субсидирование, тариф для населения с 2018 года должен расти ежегодно на 13,9%, что сейчас невозможно, отмечает Минэнерго. Поэтому, похоже, в ближайшей перспективе альтернативы собственной генерации для крупного бизнеса нет.
