«Cолнечные» крыши: цена вопроса

Вопреки расхожему мнению, основу солнечной генерации стран — лидеров рынка составляют не огромные «солнечные поля», а так называемая «микрогенерация», установки из 10-20 фотоэлектрических панелей, расположенных на крышах зданий, мощностью всего в 5-10 кВт. Так, например, в Австралии «солнечные» крыши 2,4 млн частных домов и бизнеса обеспечивают более 10 ГВт, или порядка двух третей всего рынка. В Германии «солнечные» крыши составляют до 60% из 45 ГВт установленной мощности солнечной генерации. В этом контексте «скромные» 900 тысяч установок на крышах домохозяйств Великобритании уже не кажутся удивительными.

Глядя на эти цифры, становится очевидно, что микрогенерация — это не удел энтузиастов или «экофриков», а гигантский рынок с миллиардными оборотами и своими правилами игры. Давайте разберемся, как этим странам удалось привлечь десятки миллиардов долларов в крышную генерацию и при этом соблюсти интересы вовлеченных сторон. Но для начала немного техники и экономики.

По своей природе микрогенерация — это массмаркет, множество маленьких однотипных установок. Экономия масштаба достигается за счет стандартизации технологических решений, снижения транзакционных издержек и административных процессов от момента оценки потенциала конкретной крыши до получения «просьюмером», то есть потребителем, использующим собственную малую генерацию, денег (плата за генерацию «зеленой» электроэнергии или экономия за счет замещения закупок электричества из сети). Это очень похоже на рынок бытовой техники, так что крышная генерация, как и стиральная машина, должна подключаться в сеть и к платежным сервисам по принципу Plug & Play.

Как и любой массмаркет, микрогенерация — это, как правило, олигопольный рынок поставщиков. Для того, чтобы он заработал, его объем с точки зрения емкости и количества установок должен стать привлекательным для 4-5 крупнейших игроков.

Так как же сделать это на практике?

Несмотря на страновые различия, фундаментальные факторы, влияющие на успешность рынка микрогенерации, довольно схожи. Он должен быть ориентирован на решение задачи по обеспечению баланса интересов государства, бизнеса и потребителей.

Первая часть задачи решается путем определения государством или регулятором объемов и сроков ввода генерации в зависимости от типов установок.

По мнению регуляторов стран ЕС, Австралии и США, именно солнечная микрогенерация является одним из наиболее «экологичных» способов развития ВИЭ и декарбонизации (прим. ред ). Она использует существующую инфраструктуру крыш, техническое соединение с электросетями, не требует новых земельных участков, становится толчком к развитию смежных цифровых технологий «интернета энергии», рынка бытовых накопителей и интеграции электротранспорта.

Вторая часть задачи сводится к обеспечению положительной экономики проектов для бизнеса. Уровень и формат поддержки сильно зависит от исходных регуляторных условий и уровня тарифа для населения и бизнеса. Общим местом является «пошаговый» подход, когда регулятор изначально на 1-2 года устанавливает финподдержку по верхнему уровню, чтобы запустить рынок и привлечь игроков в отрасль. Затем регулятор поэтапно снижает уровень, чтобы избежать получения сверхприбыли и стимулировать повышение эффективности. Так, например, feed-in-tariff (FIT) в Германии с 2004 по 2021 гг. для установок класса до 10 кВт снизился в 7 раз с 57 до 8 евроцентов за кВт/ч.

Кроме feed-in-tariff, наиболее распространенной схемой поддержки является netting — возможность сальдирования выданной и полученной электроэнергии (солнечная генерация работает днем и не работает вечером и ночью, когда достигается максимум нагрузки домохозяйств), используемая в США. Также в ходу прямое софинансирование установок бюджетом, например, программа Small Scale Technology Certificates в Австралии, компенсирующая до 25-30% от стоимости «солнечной крыши».

Но и здесь есть особенности. Микрогенерация — это генерация «за счетчиком», часть энергокомплекса потребителя. C точки зрения интеграции в энергосистему наиболее выгодным вариантом является максимальное потребление энергии вырабатывающим ее домохозяйством и отсутствие выдачи ее в сеть. Это противоречит схеме feed-in-tariff, и для того, чтобы решить этот конфликт интересов, можно использовать наиболее гибкую модель, которую применяет британский регулятор OFGEM. С 2008 года он использует схему с двумя счетчиками. Первый установлен на солнечном генераторе, второй — на вводе в дом. Это позволяет разделить поддержку на FIT и «экспортный тариф», так что, используя энергию для собственных нужд, домохозяйство получает максимальную выгоду.

Эта схема, кстати, позволила реализовать нестандартную бизнес модель solar for free. Поставщики предлагали бесплатную установку панелей, где весь объем self-consumption доставался домохозяйству бесплатно, а FIT-часть обеспечивала экономику поставщика оборудования. Подобные схемы «тонкой настройки» были запущены в Германии, что параллельно дало толчок развитию рынка домашних накопителей (более 200 тысяч установок на конец 2019 года). Это также способствовало появлению новых игроков энергорынка — операторов виртуальных электростанций и распределенных энергоресурсов, которые дополнительно монетизируют агрегированную мощность десятков тысяч микроустановок не только на рынке электроэнергии, но и рынке управления пиковым спросом и системных услуг, что косвенно позволяет обеспечить интеграцию в сети уже магистральных ВИЭ.

Для решения третьей части задачи — защиты интересов потребителей — служит система национальных стандартов и контроля качества, организованная, как правило, на базе саморегулируемых организаций наподобие российских СРО. Под потребителями микрогенерации понимаются не только домохозяйства и коммерческие собственники крыш, но и электросетевые компании, для которых обеспечиваются стандарты электро- и производственной безопасности, а также защита их договорных прав. Комплекс договорных шаблонов покрывает все стадии реализации проекта и включает в себя онлайн-сервисы оценки пригодности крыш для установки панелей, например, британский Solar Energy Calculator, а также стандартизацию процедур технического присоединения, монтажа и освидетельствования безопасности микрогенерации, например, Microgeneration Certification Scheme (MCS) в той же Великобритании. Это гарантирует, что на крыше конкретного дома появится безопасная и эффективная энергоустановка.

Мировой опыт показывает (прим. ред. — читайте также наш обзор о проблемах и перспективах «зеленой» энергетики), что запуск рынка микрогенерации — это сложная, но решаемая задача. Более того при грамотном подходе это сегмент может принести существенные выгоды для решения смежных задач в энергосистеме. Россия не исключение. Размещение 100 000 крышных установок с бытовыми накопителями и интеграцией в систему управления пиковым спросом могло бы разгрузить электросети на черноморском побережье и удешевить ликвидацию сезонного дефицита генерирующих мощностей по сравнению со строительством Таманской ТЭС. Это также помогло бы усилить Объединенную энергетическую систему Юга, ведь перегрузки возникают только в жаркие дни, когда крышные панели работают на максимальной мощности.

В этом контексте очевидно, что сегодня Россия стоит перед выбором пути развития ВИЭ. К сожалению, сегодня текущие регуляторные инициативы без национального целеполагания в секторе и явных интересантов со стороны бизнеса не дают оснований ожидать взрывного роста рынка. В то же время гигантский потенциал российского рынка микрогенерации, который мы оцениваем в величину не менее 15 ГВт, или 3,5 млн «солнечных крыш» для домохозяйств и бизнеса, развитие технологий, а также наличие мирового опыта проб и ошибок сделали доступным все инструменты для реализации прорывных моделей в модернизации российского энергосектора. И здесь есть над чем подумать как регулятору, так и рынку.