За неполные пять лет господдержки возобновляемой энергетики в Казахстане появились 74 мини-ГЭС, солнечные и ветровые электростанции. Инвесторов привлекали фиксированные тарифы, гарантированный сбыт и льготы, а финансировали проекты в основном международные и национальные институты развития. Как писал «Эксперт Казахстан» в июне 2019 года, главным тормозом отрасли оставалась нехватка проектного финансирования: коммерческие банки в этот сегмент почти не шли.
От фиксированных тарифов к аукционам
Возобновляемая энергетика уступала традиционной по коэффициенту использования установленной мощности и зависела от погоды, хотя, по расчетам US EIA за 2019 год, приведенная стоимость электроэнергии (LCOE) у ветровых и солнечных станций была в 2–3 раза ниже, чем у угольных и атомных. Концепция перехода к «зеленой» экономике 2013 года предполагала довести долю ВИЭ в выработке до 50% к 2050 году — серьезная перестройка для энергосистемы, где на уголь приходилось 80%. Пока «зеленая» генерация не могла стабильно обеспечивать большую мощность, особенно осенью и зимой, но годилась как балансирующая или для небольших потребителей.
- 2014 год. Правительство ввело долгосрочные фиксированные тарифы и централизованный закуп через Расчетно-финансовый центр (РФЦ) при системном операторе KEGOC. Проекты гарантированно подключались к сетям, освобождались от платы за передачу, таможенных пошлин, получали налоговые льготы и землю в виде натурного гранта.
- После кризиса 2015–2016 годов тарифы стали индексировать с учетом инфляции и курса.
- 2018 год. Фиксированные тарифы заменили аукционами на понижение: РФЦ заключал оффтейк-контракт с инвестором, предложившим минимальную цену. Средний тариф для ВИЭ снизился более чем на 20%.
Господдержка позволила запустить первые крупные объекты — ВЭС «Ерейментау-1» на 45 МВт и СЭС Burnoye Solar-1 на 50 МВт. Но смена правил и кризисы задерживали проекты. Управляющий директор Visor Holding Алмас Чукин рассказывал, что строительство ВЭС на 100 МВт в Жанатасе Жамбылской области заняло семь лет: индивидуальные тарифы отменили, пока готовили ТЭО, размер фиксированных тарифов не устанавливали почти полтора года, затем девальвация «съела» половину тарифа, а сроки технических условий начали истекать. Лишь в 2019 году проект вышел на стройку, и весной была отгружена первая турбина.
Мощности и препятствия
На конец 2018 года установленная мощность ВИЭ составляла 531 МВт при общей мощности станций страны 21 902 МВт; за год они выработали 1,35 млрд кВт·ч, или 1,3% всей генерации. По словам министра энергетики Каната Бозумбаева, до конца 2019 года планировалось ввести еще 10 объектов на 236 МВт, а общую мощность довести до 915 МВт; в 2020 году ожидалось 95 объектов (1483 МВт), в 2021-м — 119 объектов (2096 МВт). Лидировали солнечные станции, затем мини-ГЭС и ветровые. Чукин пояснял, что восемь лет назад ветер был выгоднее, но оборудование для солнечной энергетики подешевело быстрее, и на аукционах цена по ряду лотов на солнце оказалась ниже, чем на ветер.
Генеральный директор Ассоциации возобновляемой энергетики Казахстана Арман Кашкинбеков называл сдерживающими факторами валютные риски, устойчивость РФЦ, инвестиционную привлекательность аукционного механизма и отсутствие детальной стратегии развития отрасли. Чукин считал, что для активного внедрения ВИЭ нужна комплексная реформа энергосистемы — переход к смарт-грид, появление потребителей, одновременно являющихся производителями, и гибкие тарифы, учитывающие реальную стоимость энергии по регионам, времени и объему.
Кто финансирует проекты
Ключевой проблемой Чукин называл отсутствие проектного финансирования: им занимались лишь Банк развития Казахстана и несколько международных институтов вроде ЕБРР, а коммерческие банки в этом сегменте практически не участвовали. Кашкинбеков перечислял ЕБРР, БРК, ЕАБР, АБР и институты холдинга «Байтерек», многие из которых предлагали льготные кредиты в тенге.
В БРК объясняли, что проекты ВИЭ соответствуют мандату банка — несырьевой сектор, госполитика «зеленой» экономики, стоимость свыше 7 млрд тенге и длинные сроки — и коммерчески интересны благодаря господдержке и оффтейк-контрактам. По данным старшего банкира БРК Айжан Битебаевой, банк выдал проектам альтернативной энергетики 44,55 млрд тенге, одобрил финансирование СЭС на 100 МВт в Алматинской области и рассматривал еще четыре проекта с запросом более 38 млрд тенге. В 2019 году ожидался запуск всех трех проектов из портфеля банка:
- ВЭС «Астана Expo-2017» в поселке Костомар Акмолинской области на 50 МВт с возможностью расширения до 100 МВт; стоимость первого пускового комплекса — 45,1 млрд тенге, из них 30,5 млрд — кредит БРК;
- Тургусунская ГЭС-1 мощностью 24,9 МВт в Зыряновском районе ВКО — первая в каскаде малых ГЭС, она должна была покрыть пятую часть потребности района; стоимость — 11,5 млрд тенге, заем БРК — 5 млрд;
- СЭС «Жылга» в Туркестанской области мощностью 20 МВт для частичного снятия энергодефицита на юге; заем — 9 млрд тенге.
Проект «Жылга» в банке выделяли особо: БРК впервые применил при его кредитовании чистое проектное финансирование — без дополнительных залогов, под будущие денежные потоки, гарантированные РФЦ. Этот опыт, по мнению банка, предстояло масштабировать уже с участием банков второго уровня.
По материалам журнала «Эксперт Казахстан», 25 июня 2019 года.
