Солнечную электростанцию (СЭС) средней мощности (5 МВт) можно построить за 2-3 месяца. Но построить СЭС и пустить ее в эксплуатацию – вещи совсем разные, и часто несоизмеримы по срокам. Подключение солнечной станции к сетям по существующим на сегодня правилам облэнерго может затягиваться на год или даже два. Это не подходит инвестору, который хочет, как можно скорее подключить объект и начать получать прибыль.
О реальном положении дел на рынке подключения солнечных электростанций, а также о возможных вариантах ускорения этого процесса рассказал Александр Запышный, собственник компании ЭДС-Инжиниринг, на семинаре в рамках выставки elcom 2018 в Киеве.
В связи с принятием НКРЭКУ новых правил, стоимость подключения объектов ВИЭ к сети значительно вырастет. Но по словам Александра Запышного, главной проблемой на рынке являются сроки подключения, на которые бизнес не может влиять. Когда инвестор заходит на рынок, он до конца не знает, сможет ли он реализовать проект в тот срок, который задумал. В этом вопросе он практически полностью зависит от монополиста – облэнерго.
“Что интересно бизнесу: это прогнозируемая адекватная цена, которую можно определить на этапе принятия решения, адекватный срок реализации, который не превышает срок строительства основной части проекта, и нормальный сервис. У бизнеса должна быть возможность влиять на результат, если оператор системы распределения [облэнерго] его подводит. Это очевидные все вещи. Но когда пишется наша нормативная база, эти вопросы почему-то не решаются”.
Сколько надо ждать
Сроки подключения объекта “зеленой генерации” сейчас становятся одним из самых ключевых параметров, который определяет прибыльность проекта. Если солнечную станцию можно построить за несколько месяцев, то почему инвестор должен ждать год или два, пока он сможет начать ее эксплуатировать? Для него это- упущенная выгода, недополученная прибыль. А если объект строился на привлеченные кредитные деньги, то заказчику уже нужно платить проценты, тогда как бизнес не работает. Затягивание сроков подключения – дополнительные риски для бизнеса, которые отпугивают инвесторов.
Бизнес хочет подключить объект в срок до 300 дней, тогда как реальный период подключения, если следовать всем правилам, которыми руководствуется облэнерго, может достигать 800 дней, отмечает глава “ЭДС-Инжиниринг”.
“Очередные законодательные изменения и кодекс регламентировали сроки – для объекта мощностью 5 МВт. Срок реализации должен составлять 350 дней. Но на самом деле инвестора этот срок уже не устраивает. Даже эти сроки уже не в рынке”.
Под кодексом имеется в виду документ, принятый Нацкомиссией госрегулирования в сфере энергетики и коммунальных услуг, и вступивший в силу с 19 апреля 2018.
Александр Запышный подчеркивает, что срок, указанный в кодексе, не учитывает вопросов отведения земли, получения технических условий, в итоге – его тоже нельзя брать за основу.
“Согласно законодательству, если у нас работают все процедуры, а также четко работают все участники рынка, то на подключение мы имеем диапазон от 400 до 600 дней. Это сроки, которые мы видим, входя в проект. Но реальные сроки, если мы пытаемся этот проект реализовывать четко по той нормативной законодательной базе, которая у нас есть, не контролируя процессы в облэнерго – 800 дней. Но заказчик хочет подключить объект на 5 МВт за 200 дней!”.
И если проекты СЭС мощностью более 5 МВт клиент еще готов реализовывать более года, то ожидания для меньшей мощности – это максимум 200 дней, отмечает Запышный.
Сколько надо заплатить
Подключение солнечных станций к сетям облэнерго относится к нестандартному присоединению, для которого действуют отдельные правила и отдельные цены. Согласно Методике расчета платы за присоединение электроустановок к электрическим сетям НКРЭКУ, диапазон платы за присоединение варьируется от 3000 до 9000 грн./кВт без НДС.
Таким образом, средняя цена подключения составляет 6000 грн./кВт, а с учетом НДС эта сумма увеличивается до 7200 грн./кВт ($270 – $300, зависит от курса валют). Если учитывать линейную составляющую, то цена достигает $350 за 1 кВт установленной мощности, отмечают в компании ЭДС-Инжиниринг, специализирующейся на реализации проектов СЭС.
Таким образом можем посчитать, сколько стоит подключить солнечную электростанцию 5 МВт. 5000 кВт*$350 = $1,750 млн. И если общая стоимость солнечной станции мощностью 5 МВт сегодня колеблется на уровне $5 млн., то $1,75 млн. за подключение – это весьма значительные расходы.
При этом, по словам Запышного, инвестор не готов платить выше $200/кВт, и когда ему называют цену дороже, он начинает сворачивать свой проект.
Cистема, которая устроит инвестора
Глава компании “ЭДС-Инжиниринг” предлагает альтернативную существующей схему нестандартного присоединения. Она позволит всем участникам рынка получить более прозрачные условия для работы. Затраты не уменьшатся, но значительно сократятся сроки реализации проекта.
Дифференцированный подход
Базовое правило прозрачной системы – мероприятия по присоединению должны быть обоснованы, услуги подготовки этих мероприятий должны быть оплачены, а разработчиком этих мероприятий должна быть организация не подконтрольная монополисту – оператору системы распределения.
“ТУ не должен разрабатывать монополист. Необходимо создать отдельный рынок игроков, которые компетентны в этом вопросе, и которых аккредитует облэнерго. Тогда появляются компании, которые получают за эту услугу деньги, договариваются об определенных сроках и несут за них ответственность. А инвестор имеет право выбирать, с какой организацией ему работать”, – отмечает Александр Запышный.
Разработанные ТУ должны утверждаться оператором системы распределения в более сжатые сроки, чем сейчас. И это будет возможно, когда оператор системы распределения сконцентрируется на своей главной задаче – продаже и транзите электроэнергии, а также на развитии собственной сети, к которой бизнес захочет подключаться, чтобы получать качественную электроэнергию.
Работы по присоединению должны проводить компетентные компании, аккредитованные оператором системы распределения. Но сейчас компанию-подрядчика в ходе тендера выбирает облэнерго, тогда как этим должен заниматься заказчик, который вкладывает свои деньги в проект. При этом, если у ОСР есть свой подрядный ресурс, он тоже может участвовать в тендере, считает глава “ЭДС-Инжиниринг”.
“Заказчик платит деньги, поэтому он должен быть в праве выбирать того игрока, который может реализовать проект так, как ему хочется. Если это аккредитованный подрядчик, который отвечает всем требованиям в части компетенции, то какая облэнерго разница, кто будет выполнять работы?”, – отмечает Запышный.
Адекватная цена
Цена присоединения не должна выходить за разумные рамки. То есть она не должна существенным образом влиять на срок окупаемости проекта.
“Наряду с массой других рисков, инвестор скорее предпочтет отказаться от проекта, чем входить в него, если только за счет вопроса присоединения срок окупаемости возрастает на 1-2 года”, – считает А. Запышный.
Внедрение новых услуг
При этом глава ЭДС-Инжиниринг предлагает ввести нового игрока на рынок, который будет предоставлять услуги страхования и для инвестора, и для облэнерго. Инвестор получит страховку в части выполнения обещанных ему сроков, а облэнерго – в части качества и надежности решений, с которыми инвестор приходит в его электросеть (защитится от нерадивых подрядчиков).
Также предлагается ввести плату за транзит электроэнергии для объектов возобновляемой генерации. Оплату должно получать облэнерго непосредственно от объекта генерации. Это дает дополнительный стимул монополисту подключать к сети “зеленые” объекты.
Введение новых игроков и платы за транзит несколько повысит стоимость объекта, но сделает процесс подключения значительно более прозрачным, и тем самым ускорит реализацию проектов:
“Понятно, что все это будет нести в себе дополнительную цену для заказчика, так как все эти услуги стоят денег. Но в такой системе ситуация становится контролируемой, и заказчик, который за это платит, получить возможность управлять процессом. Например, обратившись в одну организацию, и осознав, что она не сможет сделать его работу качественно, он сможет ее легко поменять. А облэнерго мы пока поменять не можем, и это – проблема”, отметил А. Запышный. (ЭлектроВести/Энергетика Украины и мира)
