Оживит ли новый закон проекты зеленого восстановления энергетики

До большой войны украинская энергосистема была стабильной и профицитной, с растущей долей децентрализованной генерации, и редкими отключениями - например, из-за непогоды и повреждения опор линий электропередачи. После вторжения спектр вызовов для энергосистемы вырос. Кроме срочных ремонтов и замены поврежденного обстрелами оборудования, нужны также дополнительные системы накопления, чтобы регулировать напряжение в сети. Небытовые системы накопления подпадают под регулирование на энергорынке. Благодаря конструктивному диалогу бизнеса и других стейкхолдеров, удалось идентифицировать и избавиться от некоторых регуляторных барьеров, которые мешали привлекать инвестиции в новые системы накопления на объекты ВИЭ. Отныне системы накопления могут отбирать электроэнергию из сети, а не только из подключенной генерации, если не продают электроэнергию по "зеленому" тарифу - значимое решение для инвесторов. Почему это важно? Потому что позволяет более прогнозируемо строить модель работы систем накопления по принципу power arbitrage - покупать электроэнергию в часы низких цен, а отпускать в пиковые часы потребления, когда цена на нее выше.Новым инвесторам в энергетику, возможно, станет легче, но за счет уже имеющихся Несмотря на войну, интерес к инвестициям в проекты возобновляемой энергетики растет. Это хороший знак, ведь после падения уровня оплат в 2019-2020 годах, ретроспективного снижения "зеленого" тарифа и усиления ответственности за небалансы, инвестиции резко упали. Так, с 2017 по 2020 год в Украине ввели в эксплуатацию 874,5 МВт ветровых электростанций, в 2020-2021-х - 503 МВт, а с 2023-го по март 2025-го - 166,9 МВт (данные Украинской ветроэнергетической ассоциации).Реклама: Однако 2024 год запомнился спорной инициативой - обязанностью авансировать часть платы за технические условия (ТУ) на присоединение к сетям "Укрэнерго", чтобы сохранить их в силе. Техусловия - это ключевое разрешение для строительства, и его потеря в худшем случае означает, что проект может и не состояться. Заявленной целью этой инициативы является упрощение условий присоединения, чтобы отсеять "спящие" проекты и техусловия: если ТУ получались только для перепродажи, то смысла платить 10 тыс. евро за 1 МВт мощности без реальных планов на строительство действительно не должно быть. Авансовый платеж, таким образом, подтверждает серьезность намерений строить, чтобы инвесторы не переплачивали. Но эффект от него будет ощутимым после отсеивания первых "спящих" ТУ. Читайте также: 4 барьера для быстрого восстановления энергосистемы зелеными технологиями, и как их преодолеть Реклама: Однако эта инициатива не учитывает замедление разработки и строительства ряда проектов на время военного положения. Если в дополнение к менее капитало-интенсивным затратам, таким как оформление прав на земельные участки, разработка проектной документации, добавить еще и авансирование присоединения, то некоторые проекты просто не состоятся. По замыслу, уплата аванса и отсеивание "спящих" ТУ должна была бы удешевить присоединение. Сейчас, когда оператор системы выдает техусловия, он формирует требования, исходя из предположения, что все другие проекты с действующими ТУ также реализуются. Скорее всего, это означает, что вся доступная мощность без значительных инвестиций в усиление сети (grid reinforcement) уже выдана другим заказчикам. И если из-за неуплаты аванса такие технические условия теряются, то, теоретически, у инвесторов будет доступ к более дешевым ТУ. Цель инициативы, бесспорно, важна, и мы не знаем никого, кто был бы против снижения стоимости присоединения к сети. Но достаточно ли эффективен и оправдан такой механизм? По закону, заказчики присоединения имеют менее года, чтобы внести предоплату - 10 евро за 1 кВт заказанной мощности. Для 200 МВт ветропарка это примерно 2 млн евро. Читайте также: Енергетична безпека: Як альтернативні джерела допоможуть посилити енергосистему Это существенная финансовая нагрузка для компаний, которые активно развивают проекты, но еще не знают, когда начнется строительство и как гарантировать продажу электроэнергии. Но самое интересное, что этот механизм не предусматривает урезание стоимости присоединения после отсеивания "спящих" проектов. Вы заплатили аванс? Отлично, тогда какому-то из более поздних инвесторов, возможно, придется меньше платить за присоединение. Но не вам. Также непонятно, почему вообще работа со "спящими" техническими условиями переложилась в дополнительные платежи для объектов ВИЭ. Ведь еще в 2019 году парламент ввел ограничения на срок действия ТУ для ветропарков и солнечных станций. Таких ограничений нет для других проектов. Так почему бы не таргетировать их, по крайней мере, сначала? Некоторые компании, которые могли позволить себе разрабатывать новые проекты ВИЭ благодаря существенно меньшим затратам на девелопмент по сравнению со строительством, теперь пересмотрят свои планы. Ведь неизвестно, как именно вернуть инвестицию, когда есть военный риск в дополнение к отсутствию ясности относительно механизмов сбыта. У ряда инвесторов остается вопрос: если ТУ обновятся, как быть уверенным, что они не учитывают несуществующие проекты? Предложит ли ОСП или парламентарии достаточный контроль за выдачей ТУ, если инвестору поставили вопрос ребром: платить или потерять проект?Рынок и регуляторная среда недостаточно готовы конкурировать за внимание ВИЭ Есть ряд вопросов, которые закон адресовал, но не менее важны те, которые он оставил без внимания. Например, насколько паритетными являются условия работы для ВИЭ и традиционной генерации. Участники рынка могут назвать несколько таких направлений - например, для быстрого восстановления некоторое энергетическое оборудование освобождено от импортного НДС и ввозных пошлин, а вот компоненты ветротурбин - нет. Производители электроэнергии из альтернативных источников, которые рискуют продавать ее на рыночных началах, ограничиваются меньше по сравнению с теми, которые не берут на себя дополнительный коммерческий риск. Если средства производителю задолжало государственное предприятие и они обесценились, то на время военного положения производитель после принятия закона не может взыскать инфляционные, годовые и штрафные санкции, а вот государственное предприятие - может. Читайте также: Как "зеленая" энергетика поможет спасти Украину от отключений Другое направление - окупаемость через механизмы продажи электроэнергии. Финансирование "зеленого" восстановления зависит от прогнозируемости окупаемости, но механизм корпоративного РРА в Украине только тестируется (в частности Elementum Energy), и имеющиеся пилотные проекты предусматривают обязанность выкупить электроэнергию на год или два. А финансовому партнеру нужен предсказуемый оффтейк на по крайней мере 10-12 лет. В условиях, когда существуют предельные цены на рынке электроэнергии как традиционная практика, достаточно рискованно делать ставку на окупаемость проекта только на рыночных условиях. Выходом было бы паритетное использование предельных цен с такими же в ЕС. Читайте также: Нет инвесторов, долго и дорого. Самые популярные мифы о возобновляемой энергетике В общем, рынок и регуляторная среда только начали изменения, чтобы адаптироваться к работе значительной доли ВИЭ в энергосистеме. Многие инвесторы, имеющие проекты с гарантированным до 2030 года "зеленым" тарифом, оживились от идеи перехода на механизм рыночной премии, по которому нужно платить не всю стоимость электроэнергии, а лишь часть, таким образом уменьшая нагрузку на гарантированного покупателя. Но из-за задержек оплат премии, многочисленных регуляторных баррикад и больших ограничений, пилотные проекты солнечных станций вернулись к продажам по "зеленому" тарифу. Этих вопросов не хватало в новопринятом законе, чтобы можно было с уверенностью утверждать, что условия инвестиции с точки зрения благоприятной регуляторной среды существенно выросли. И надеемся, что следующие изменения снимут и эти регуляторные барьеры и усилят позиции Украины в конкуренции за внимание инвесторов.