Правительство поддержало генерацию на торфе, но только за счет розничного рынка электроэнергии. Теперь сетевые компании в регионах будут обязаны закупать выработку торфяных станций для компенсации потерь. В развитии генерации на торфе заинтересованы “Т Плюс” и “Биоэнерго”, но потенциальные инвесторы жалуются на ограничения по мощности станций и отсутствие тарифных гарантий, пишет “Коммерсантъ”.
Правительство одобрило проект поправок к ФЗ “Об электроэнергетике” по поддержке генерации на торфе мощностью до 25 МВт. Теперь энергию от торфяных станций должны будут в приоритетном порядке закупать сетевые компании для компенсации потерь при передаче. Но доля ВИЭ, к которым приравнен торф, в компенсации региональных сетевых потерь не может превышать 5%. Правительство еще должно установить предельные уровни капзатрат для торфяной генерации, поэтому пока инвесторы не могут согласовывать условия проектов с регионами.
Принятые поправки будут способствовать развитию как систем распределенной генерации на основе торфа, так и торфодобывающей промышленности в целом, считают в “Т Плюсе”, который владеет крупнейшим в стране предприятием по добыче торфа “Вятка Торф”. По оценке компании, в России сосредоточено около 50% мировых запасов торфа, при этом сейчас его доля в топливном балансе страны не превышает 1%. В балансе самого “Т Плюса” доля торфа составляет 0,5%, топливо используется на Кировских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3. Еще одна станция на торфе — Шарьинская ТЭЦ (24 МВт) в Костромской области, которую ТГК-2 в июле 2014г. передала в собственность администрации г. Шарья.
В строительстве новой генерации, использующей торф, заинтересовано ОАО “Биоэнерго”, рассказал его глава и владелец Алексей Гарбузов. Компания рассматривает проект установки мощностью 12 МВт во Владимирской области, инвестиции в который оцениваются в 3 млрд руб., реализация занимает 2-2,5 года. Установка может потреблять около 120 тыс. тонн торфа в год и вырабатывать 65 млн кВт ч электроэнергии. По словам Алексея Гарбузова, удельные капзатраты торфа оцениваются в 180-200 тыс. руб./кВт установленной мощности, что близко к утвержденным уровням для малых ГЭС. Доходность должна составить 12% в год, срок окупаемости — 13-14 лет. Российские поставщики могут обеспечить 30-60% локализации (базовые детали схожи с традиционными ТЭЦ), проблема возникает в основном с котлами, которые не адаптированы под использование торфа. Подходящие котлы можно купить в Скандинавии и Прибалтике, где развито использование твердого биотоплива, заключает менеджер.
НП “Росторф” будет добиваться и поддержки торфа на оптовом рынке через механизм ДПМ, поскольку сейчас у инвестора до постройки станции нет гарантии получения специального повышенного тарифа, без чего нельзя привлечь финансирование, говорит исполнительный директор НП Александр Исаков. Другая проблема — мощность станции ограничена 5% от размера сетевых потерь. Так, для Владимирской области сети обязаны закупать по повышенному тарифу не более 4 МВт от всех видов ВИЭ, остальная электроэнергия оплачивается по стандартному тарифу. При этом торфяные станции должны быть привязаны к местам добычи торфа, иначе проект будет нерентабелен. Но, отмечают собеседники, при использовании в пределах 100 км от места добычи торф на 10-15% дешевле угля и выигрывает в сравнении с солнечной генерацией за счет более высокого коэффициента использования мощности.

Источник: www.rsppenergy.ru