Ветроэнергетика — флагманский проект новых бизнесов Росатома, который развивается в этом году крайне энергично. В интервью Константину Кобякову заместитель генерального директора — директор по развитию и международному бизнесу АО «ОТЭК» Эмин Аскеров рассказал, как будет локализовываться производство ветряных электрогенераторов промышленного масштаба в России, а также о том, для чего это нужно.

Почему в проекте нужен технологический партнер?
Сейчас в мире «рабочими лошадками» считаются турбины мощностью 2 МВт. Причем тенденция — к увеличению мощности ветроустановок: сейчас генерирующие компании выходят на турбины мощностью 3 МВт и даже 5−6 МВт.

Надо признать, что сегодня в России подтвердивших свою надежность в эксплуатации технологий в этом классе нет.

Кроме того, сроки реализации проекта очень сжаты. С 2018—2020 годов мы должны ввести в действие 610 МВт мощностей. Это ветроэлектростанции уровня оптового рынка.

Наша задача — не только построить сами ветропарки, но и принести в Россию технологии, которые позволят наладить у нас в стране производство основных комплектующих ветрогенератора и развиваться дальше, наращивая компетенции в мультимегаваттном классе ВЭУ. Это, поверьте, задача весьма амбициозная.

На НИОКР у нас времени нет: нужно оперативно выйти на рынок, закрепиться, а уж потом можно будет говорить и о длительных циклах разработки, требующих дополнительных инвестиций и времени.

Существует очень ограниченная по времени программа правительства — до 2024 года. Если бы мы занялись НИОКР, провели бы полномасштабные испытания, сертифицировали технологию и так далее, программа бы к тому времени просто закончилась, и нам было бы нечего строить.

Уровень оптового рынка — это какая мощность?
По действующим в России правилам, это любой ветропарк установленной мощностью более 5 МВт. Хотя мы считаем, что нужно строить ветропарки минимум на 20−30 МВт, тогда у нас будет хоть какой-то масштаб.

В России нужно строить в год где-то от 200 до 300 МВт, тогда у нас появится собственное серийное производство, а крупная серия, как известно, приводит к снижению себестоимости и цены, следовательно, и инвестиции начинают быстрее отбиваться. Нельзя создать новую отрасль за счет одиночных мелких проектов. С налаженным производством и отработанными технологиями уже проще заниматься менее крупными проектами — до 1 МВт, как сегодня делает, например, «РусГидро».

Кстати, эта компания использует исключительно импортное оборудование. Но она это делает исходя из собственной логики: заменяет возобновляемыми источниками мазутные, угольные котельные в небольших районах, где сегодня стоимость киловатт-часа доходит до 50 рублей. То есть они на экономии топлива получают дополнительный эффект.

Насколько я знаю, у ВЭИ была какая-то собственная технология вертикально ориентированных ветряков, они считали ее перспективной.
Вертикально ориентированные ветряки доказали свою несостоятельность, никто их не строит. Наберите в Google запрос по слову «ветроустановка» или «ветрогенератор» и посмотрите, сколько ветропарков, использующих ВЭУ с вертикальной осью вращения, вы увидите… Вот и ответ на ваш вопрос.

Вы ранее утверждали, что уровень локализации при производстве ветрогенераторов в России может превысить минимально оговоренные 65%. От чего это зависит?
В первую очередь это зависит от того, удастся ли нам договориться с технологическими партнерами. Кроме нас на российский рынок ветроэнергетики пытаются выйти еще несколько компаний, в том числе General Electric, Siemens, Vestas. Это все крупные производители ветроэлектроустановок, и далеко не все они готовы локализовывать собственные технологии.

Почему?
Да потому, что у них уже существуют масштабные производства в Европе, в Китае, которые надо загружать, и, конечно, им не очень хочется строить производства в России. Ведь можно все привезти со своей же фабрики и получить прибыль от уже имеющегося производства.

Мы смогли найти такого технологического партнера, который отдает нам на локализацию почти 100% своей турбины. Со временем мы сможем локализовать производство практически всех компонентов.

Производство каких компонентов вы будете локализовывать?
Есть ряд компонентов, которые мы называем критическими. Например, генератор — сердце турбины. В требованиях Минпромторга генератору нашего типа дается 15% ее веса, больше только у лопастей — 18%. Имея генератор как ключевой элемент локализации, мы получаем также все сборочные процедуры: сборку гондолы, ступицы.

В России также будет локализована вся электросиловая техника: трансформаторы, преобразователи тока. Кроме того, мы будем сами производить башни. Вкупе с башней и со всем остальным наш уровень локализации уже выходит на 70%.

Есть еще, конечно же, такой элемент, как лопасти. В турбине два критических компонента: генератор и лопасти. При этом технология изготовления лопастей — это самый сложный элемент для локализации. Было очень много историй, когда производили лопасти в США, в Индии, в Китае даже, и не получалось добиться хоть какого-то приемлемого качества. Причем у компаний, которые уже в других местах свои лопасти локализовывали.

Может, просто не хотели, чтобы получилось?
Несколько странный вопрос. Люди вкладывали значительные инвестиции… Очень даже хотели. Когда качество лопастей оставляет желать лучшего, заводы закрываются. Лопасть — это композитный длинномер, очень сложный в производстве. Поэтому мы пока строили свою локализацию без лопастей.

Но сейчас входящая в Росатом компания «Химпроминжиниринг» (Umatex) активно рассматривает проект локализации производства лопастей с использованием собственных композитных материалов. Для выполнения требований Минпромторга это не критично, но это хороший проект для диверсификации отрасли. Если у них получится, мы выйдем на уровень локализации свыше 80%.

То есть, если удастся лопасти локализовать, около 20% останется?
Если почитать постановление правительства и сложить все перечисленные там проценты, то получится не 100%, а 98%. У нас есть так называемый естественный уровень локализации — 21%, который состоит из стройки, проектирования и подключения к сетям.

Производство электросиловой части даст еще 12%, башни — 13%, генератора — 15%. Таким образом, мы уже выходим на 61%. Сборка турбины (гондола, ступица) дает еще 8% — это уже 69%. И еще есть ряд дополнительных компонентов, например, рассматривается возможность производства литых чугунных деталей на «Петрозаводскмаше».

Какие детали вы имеете в виду?
Существуют два типа технологий ветряных турбин: редукторные и прямого привода. Редукторной турбине нужен вал. Мы выбрали турбины прямого привода, им не требуются вал и редуктор. Фактически турбина прямого привода состоит из одного большого генератора, который лопасти вращают напрямую.

В такой конструкции имеется один подшипник разработки нашего технологического партнера — компании Lagerwey; есть ступица, к которой крепятся лопасти; и есть рама гондолы, на которую ставится собственно верхняя часть турбины; весь агрегат крепится к башне. Ступица и рама гондолы — два критических литых компонента. Когда мы рассматривали возможности для их локализации, выяснилось, что в России никто, кроме «Петрозаводскмаша», не льет чугун в таких размерах.

Но у «Петрозаводскмаша» есть проблема — они такие вещи никогда не производили серийно. А нам требуется, допустим, 100 ступиц габаритами 3×4 метра ежегодно. Мы сейчас ведем переговоры и рассчитываем, что «Петрозаводскмаш» найдет возможность организовать серийное производство.

Какие компоненты будет поставлять Lagerwey?
Контроллеры системы управления турбиной и основной подшипник генератора. Но мы планируем, что со временем они будут нам поставлять только эксклюзивные компоненты — контроллеры. Все остальное мы будем делать сами. Даже подшипники.

Мы рассчитываем, что Lagerwey будет нас технически консультировать по организации производства. Но подробнее об этом мы расскажем уже на следующих этапах развития проекта.

На каких предприятиях вы планируете организовать локализацию?
В первую очередь это волгодонский «Атоммаш». В его цехах мы планируем организовать сборку и покраску гондолы, сборку ступицы, производство генератора. Кстати, «Химпроминжиниринг» (Umatex) рассматривает сейчас эту площадку для организации производства лопастей.

Волгодонск выбран по нескольким причинам. Во-первых, там есть большие площади, готовые к организации производства и требующие незначительного обновления и техперевооружения. Во-вторых, это отличная площадка с точки зрения логистики проекта: у них есть свой причал в непосредственной близости от наших целевых рынков, так как основные ветропарки планируются на юге России.

Логистика в программах, основанных на больших негабаритных агрегатах, весьма сильно влияет на сроки реализации и затраты. И еще, как я уже говорил, мы планируем организовать на «Петрозаводскмаше» литье ступиц и рам гондолы. Сборку ступицы, сборку гондолы, производство башен также планируем локализовать на предприятиях Росатома.

Все остальное, например, электросиловое оборудование, будет закупаться у российских поставщиков на конкурсной основе. Правда, есть один момент по электрооборудованию: преобразователь тока по дизайну нашего партнера изготавливает только компания АВВ. Сейчас мы с ней ведем переговоры о том, чтобы локализовать производство этого преобразователя. Такие программы, как наша, не только ведут к созданию новой отрасли, они также имеют мультипликативный эффект, давая возможность развития в России новым высокотехнологичным производствам и в других отраслях.

Как шли переговоры по привлечению эксклюзивного партнера? Почему вы выбрали именно Lagerwey?
В июле прошлого года мы направили запросы в 31 компанию-производитель, начиная от крупнейших — Vestas, GE, Siemens — и заканчивая почти гаражными кооперативами, то есть всем, о ком мы хоть что-то знаем. Ответили нам 11 компаний. Из них заинтересованность в сотрудничестве выразили девять.

После этого мы отсеяли тех, кто делает свой дизайн, просто модифицируя технологии крупных производителей. Если я вижу, что турбина состоит на 80% из компонентов Siemens, то я лучше буду напрямую разговаривать с Siemens. Нам было интересно найти технологию, сертифицированную и подтвердившую свои технические характеристики в эксплуатации.

Мы изначально ориентировались на мультимегаваттный класс, то есть минимум 2 МВт, максимум — четыре. Очень многие производители делали маленькие турбины мощностью 1−1,5 МВт. Мы всесторонне оценили потенциального партнера: узнали, какие у него есть контракты, кто еще имеет лицензию на тиражирование его технологии.

На основе анализа собранных данных мы сократили количество потенциальных партнеров до пяти. С этой пятеркой уже работали более подробно: анализировали, какие компоненты они предлагают к локализации, как мы можем сократить свои риски. Например, когда предлагалось локализовывать редуктор, мы понимали, что это очень сложно. К тому же именно он в машине чаще всего ломается. Мы не хотели допускать простоя, потому что от времени простоя зависит наш коэффициент использования установленной мощности (КИУМ). Не выдержим КИУМ — будем платить штрафы.

В результате у нас осталось три компании: Vensys, General Electric и Lagerwey. Разные по масштабам, подходу, турбинам. Vensys много работает в Китае и в Индии. Это немецкая компания, там работают немецкие дизайнеры, но ею более чем наполовину владеет китайская Gold Wind. У Vensys есть свое собственное производство в Германии, но конструкторское бюро находится в Китае. У них очень хороший опыт локализации.

General Electric, сами понимаете, — глобальная компания. Их было сложно уговорить на разделение рисков — они хотели просто продать нам турбины.

Предложение Lagerwey имело свои риски, но оно показалось нам самым привлекательным. Во-первых, нам очень понравилось их конструкторское решение. У них турбина очень компактная, очень легкая, при транспортировке это немаловажно. Владелец технологии — одновременно разработчик всех технологических решений турбин и производитель ключевых компонентов (за исключением лопастей). Это позволяет реализовать максимальную локализацию ВЭУ, что соответствует стратегии правительства по развитию машиностроения в РФ. Такой подход к локализации позволяет выполнить требования правительства и управлять локализацией с экономической точки зрения.

ВЭУ Lagerwey — самая современная и перспективная технология ВЭУ с прямым приводом (без редуктора). В последние годы доля ВЭУ с прямым приводом увеличивается, замещая другие типы. Затраты на обслуживание ветроустановок с прямым приводом минимальны по сравнению с аналогичными затратами для других типов ВЭУ. Опыт эксплуатации Lagerwey показал максимальные значения коэффициента готовности (более 98% при среднем значении порядка 95%).

Кроме того, мы оценивали инновационность предлагаемых технологий. Например, башни. Все строят башни из огромных колец, которые сложно доставлять на площадку, а у Lagerwey башня строится из листов, которые проще доставлять на место и собирать.

Остальные компании предлагали вам редукторные турбины?
Нет, Vensys предлагала прямой привод, у них отличная, но более сложная технология, чем у голландцев. Нам не было смысла выбирать более дорогую и сложную технологию. Сложность сборки генератора усложнила бы процесс локализации. У GE была редукторная машина.

Помимо всего прочего, мы оценивали потенциал выхода нашего продукта на международный рынок. Технология GE очень распространена. Допустим, вышли бы мы на какой-то конкурс в какой-нибудь стране, и нам бы наверняка пришлось конкурировать с лицензиантом, который уже имеет контракт с GE. В этом случае развиваться технологически было бы сложно.

Их подход предполагал, что мы становимся частью их технологической платформы, соответственно, пришлось бы встроиться в цепочку их поставщиков, конкурировать с другими поставщиками, а это противоречит нашей стратегической задаче — выходу на международный рынок со своим продуктом. Vensys ориентирован на уже налаженное сотрудничество с Китаем, следовательно, и на совместную с ним экспансию на рынки.
Lagerwey — компания, не сильно представленная в мире, у нее хорошие технологии, которые мы считаем перспективными. Они экономически немного эффективнее остальных.

Получается, что фактор инновационности сыграл свою роль при выборе партнера?
Да, мы посчитали, что у Lagerwey более инновационная продукция, они за счет этого выживают на рынке. У них есть хорошие разработки, у них есть амбиции выйти на глобальный масштаб. Мы, как крупный, глобальный игрок, для Lagerwey очень интересны.

Возникает синергия хорошей технологии и глобальной технологической компании, которая имеет большие ресурсы и компетенции для продвижения на мировом рынке. Мы, в свою очередь, тоже смотрим в перспективу: у нас в лицензию включена турбина на 4 МВт, которую сейчас Lagerwey строит в экспериментальном порядке. Этим летом она должна быть запущена в эксплуатацию. Турбина очень большая — одна только башня может достигать 160 метров в высоту.

А не получится такая же история, как с советскими «Жигулями», которые на момент локализации уже начинали устаревать?
Нет, мы уверенно смотрим в будущее. Мы знаем: уже сейчас Vestas, GE и Siemens начинают предлагать новые турбины — 4 МВт. Понятно, что с ними надо будет конкурировать. Мы целенаправленно искали ту компанию, которая даст нам возможность войти в этот четырехмегаваттный класс.

А на какой стадии готовности находятся те площадки, на которых вы планируете строить ветропарки в России?
Первый ветропарк мы будем строить в Адыгее — там у нас три площадки. То есть первые 150 МВт поделены на три неравнозначные по мощности площадки установленной мощностью в 32, 48 и 70 МВт.

Сейчас идут геодезические работы, мы ведем согласования с археологами. Кроме того, проводим микросайтинг — расставляем турбины на территории, смотрим, чтобы они не затеняли друг друга, стояли оптимально по рельефу. Также работаем с электросетевой компанией по схеме выдачи мощности.

Где еще вы планируете стоить ветроэлектростанции?
У нас сейчас законтрактованы обязательства построить объекты общей мощностью 610 МВт. Из них 150 — в 2018 году, 200 — в 2019-м и 260 — в 2020-м. Сейчас мы ищем площадки под строительство, исследовали больше 20 расположений, на части из них уже провели необходимые ветроизмерения.

По результатам отбора закажем дополнительные ветроизмерения — поставим несколько ветроизмерительных мачт, которые будут работать весь год. И по результатам этих замеров примем окончательное решение о строительстве.

Какие регионы вы рассматриваете?
В первую очередь Краснодарский край. Во-первых, там очень хороший ветропотенциал; во‑вторых, юг России, за счет активного строительства Сочи и развития инфраструктуры, — регион энергодефицитный.

Мы общаемся с системным оператором плотно, говорим: «Где не страшно построить лишние 600 МВт?» Они говорят: «В Краснодарском крае точно не страшно, стройте сколько хотите». Например, Ростовская область уже энергоизбыточный регион. Там есть атомная станция. Мы не хотим сами себе конкуренцию создавать, ищем те регионы, где можно возводить новые генерирующие мощности. Рассматриваем Калмыкию, Ставропольский край, Волгоградскую область. В целом исследуем юг России.

Почему юг? На севере не получится?
На севере нет спроса, хотя в России самые хорошие ветровые ресурсы как раз на Севере: начиная от Кольского полуострова и далее вдоль побережья, плюс Дальний Восток. Но в большинстве этих зон мы не можем получить тот тариф, который правительство нам обещает.

Сейчас много говорят о развитии Арктики, о строительстве там транспортной и жилой инфраструктуры. Вы не видите в этих планах перспектив для ветрогенерации?
Пока нет. В ветроэнергетике важен масштаб. Для выхода на прибыль нам нужно производить турбины совокупной мощностью не менее 250 МВт в год. В нашем случае это 100 турбин. В Арктике сейчас столько не нужно. Будет госзаказ — может быть, мы поставим в том числе и туда. Но тут есть еще один момент — для Арктики нужно разрабатывать специальную конструкцию.

Построите вы в 2020 году 610 МВт, как обещаете, а что дальше?
610 МВт — это первый шаг. Продуктовая стратегия по ветроэнергетике, которую мы утвердили в госкорпорации «Росатом», предусматривает строительство 1600 МВт ветровой генерации в России.

Мы хотим загрузить достаточно российских производств, чтобы инвестиции точно окупились. В принципе, они окупятся уже после строительства турбин на 610 МВт, но чем больше мы наращиваем объемы, тем больше зарабатываем. Соответственно, мы видим, что 1600 можем сделать. При этом наша доля на рынке российской ветроэнергетики составит 40%. В таком случае мы будем № 1 в России, что позволит нам создать достаточно референций, чтобы работать на международных рынках.

Одна из причин, по которой мы занимаемся ветроэнергетикой и госкорпорация ею занимается, состоит в том, что спрос на ветроэнергетику во всем мире очень велик. Он, может быть, невелик в России, но в глобальной энергетической картине это уже становится продуктом, на который спрос растет, в то время как на все остальное он падает.

Что такое ветроэнергетика? Это не проект строительства ветроэлектростанции, это проект трансфера технологий, причем всех: производства, строительства, проектирования, управления ветростанциями, логистики, регулирования их в энергосистеме, технического, строительного регулирования — это все нужно развить в России. Сейчас ничего этого просто нет.

«Русатом — международная сеть» помогает вам искать возможности для продвижения за рубежом?
Да. Мы с ними сотрудничаем, они нам помогали и в Казахстане, и в Индии, и в Европе, и в Латинской Америке. Исследуем рынки в плотной кооперации с ними.
Каков КИУМ ваших ветрогенераторов? Какова себестоимость строительства?
Минимальный КИУМ, который мы ожидаем, — на уровне 27%, а КИУМ, который мы надеемся получить, — 30% и выше.

За счет чего?
За счет площадки и хорошей турбины. Допустим, Enel обещает КИУМ 60% на ветростанциях в Марокко. Они уже выиграли там конкурс в прошлом году и произвели фурор в мире ветроэнергетики. Но там отличная площадка, отличный ветер.
Что касается себестоимости, то нам приходится равняться на международный рынок. Себестоимость 1 МВт установленной мощности сейчас колеблется около миллиона евро. Недешево. Здесь нужно учесть, что после того, как ветропарк сооружен, почти ничего не надо больше тратить.

Но тратить все равно придется: эксплуатационные расходы будут. Тот же ремонт.
Знаете, правительству республики Адыгея мы говорим, что у нас максимум 30 человек будет обслуживать 150-мегаваттный ветропарк. Сейчас 20-мегаваттную ТЭЦ в Димитровграде обслуживают около 400 человек. Плюс нам не нужно жечь газ. Плюс преимущество прямоприводных турбин — их обслуживание заключается лишь в том, чтобы иногда менять масло, которое смазывает подшипник. Еще периодически сбоит электроника. Но в этом случае выезжает парень на машине, включает компьютер, проводит перезагрузку — и все. На этом обслуживание заканчивается.

Вы хотите сказать, что себестоимость киловатт-часа практически стремится к нулю?
Да.

А срок службы какой?
20 лет. В этом и заключается идея возобновляемой энергетики: вначале вы много тратите, но потом у вас расходов ноль.

Похоже на АЭС.
Да, но у АЭС есть еще вопрос вывода из эксплуатации и захоронения отходов, который пока не решен. Как только решим вопрос замыкания цикла, эти два источника энергии практически сравняются. Но ветроэнергетике не нужно топливо.

Поэтому мы должны как минимум уложиться в этот миллион евро за 1 МВт, а желательно «упасть» ниже. Мы рассчитываем, что наша себестоимость строительства будет ниже. В России нам дают 144 млн рублей за 1 МВт — это та цена, которую мы выиграли на конкурсе.

Российская цена практически в два раза выше миллиона евро…
Да, таковы разрешенные капитальные затраты. Это хороший проект. Когда я говорю: «Миллион евро за 1 МВт», — это без учета турбины, без стройки. Но стройка обычно стоит немного, это не атомная станция. В ветроэнергетике все просто: вырыли небольшой котлован, залили его бетоном, собрали башню, смонтировали турбину — и все.

А как будет происходить продажа электроэнергии? Вы же будете не только строить, я так понимаю, вы же управлять будете всем этим хозяйством?
Да, «Ветро ОГК» будет владельцем ветропарков и участником оптового рынка электроэнергии и мощности.

«Развитие цифровой экономики во всем мире подталкивает многие отрасли к существенным трасформациям. Наиболее заметные изменения происходят в финансовом секторе, электронной коммерции, транспорте, связи и телекоммуникациях.
Растет производительность труда, радикально меняются бизнес-модели, на рынок выходят совершенно новые игроки.

Постепенно цифровая трансформация подбирается и к более традиционным отраслям, таким как энергетика. Износ энергетической инфраструктуры, рост спроса на энергию, изменение качественных характеристик спроса, вовлечение в оборот возобновляемых энергетических ресурсов, изменение модели поведения потребителей — все это сигнализирует о создании условий для перехода к следующему энергетическому укладу.

В ближайшие несколько лет технологический профиль рынков оборудования, ПО и сервисов в энергетике будет определять новый технологический пакет на основе передовых достижений науки. Разработка и широкое распространение решений на основе нового технологического пакета позволит решить ряд задач по повышению эффективности функционирования и развития энергетики в России.

Работа над отдельными компонентами нового технологического пакета ведется в рамках направления EnergyNet Национальной технологической инициативы (НТИ), в реализации которой Росатом готов активно участвовать. В частности, АО „ОТЭК“ уже заявлено два проекта по направлению EnergyNet.

В части распределенной энергетики предлагается разработать автоматизированную интеллектуальную платформу „Коммерческий диспетчер“ (предоставление услуг энерготрансфера в узлах присутствия распределенной генерации).

Реализация проекта будет способствовать снятию ограничений по функционированию локальных энергосистем, работающих синхронно с ЕНЭС, обеспечит повышение экономической эффективности и надежности функционирования локальных энергосистем, повысит конкурентоспособность отечественных решений по интеллектуальной электроэнергетике, позволит разработать нормативные и законодательные акты для промышленного внедрения продукта.

Разработка, институционализация и внедрение подобных интеллектуальных платформ напрямую влияют на реализацию целей дорожной карты EnergyNet НТИ. На основе полученных решений в среднесрочной перспективе предполагается также создание пилотных проектов microgrid в „атомных“ городах.

Еще одно направление — внедрение системы автоматического регулирования возобновляемых источников электроэнергии (ВЭС, СЭС) с помощью систем ее накопления. Реализация этого проекта позволит обеспечить надежное и безаварийное электроснабжение потребителей, оптимизацию стоимости электроэнергии ВИЭ, участие в механизме „ценозависимое потребление“, эффективное управление распределенной генерацией, снижение расходов на эксплуатацию оборудования и потерь электроэнергии.

Планируется также разработать проекты нормативных правовых и законодательных актов для внедрения накопителей в энергообъекты на базе ВИЭ».

Так как же будет организована продажа электроэнергии? Все-таки ветер не всегда есть.
С этим нет проблем. Первое: продажа будет коммерческой, по договору предоставления мощности, на тех же условиях, что у АЭС. И в рынке на сутки вперед мы будем работать точно так же, как атомные станции. Единственная разница: системный оператор всегда знает, сколько выработает АЭС, но он не знает, сколько выработаем мы. Это был первый вопрос, который мы обсуждали с системным оператором здесь, в Москве, и с региональным диспетчерским управлением в Краснодарском крае. Мы сейчас разрабатываем технологический стандарт работы ветроэлектростанций в энергосистеме совместно с системным оператором.

Как системный оператор реагирует на тот факт, что эти 610 МВт не всегда будут в сети?
Наша работа с сетями будет строиться в зависимости от прогнозов погоды — уже сейчас примерно можно предсказать, какой будет ветер.

Мы не можем по своему желанию осуществлять набор мощности, но можем сбрасывать мощность, то есть управлять лопастями, ловить ветер, как парусом. Это автоматизировано. Скажет системный оператор сбросить мощность — мы сбросим. Конечно, наш подход в новинку для всех органов — контролирующих, системных, инфраструктурных.

В Европе ветроэнергетика субсидируется. У вас тоже будут субсидии?
У нас нет прямых субсидий, есть цена договора на предоставление мощности. То есть опять все как с атомной энергией: есть цена мощности на рынке, она сегодня в первой ценовой зоне составляет 110−112 тыс. рублей за 1 МВт в месяц. АЭС по ДПМ получает примерно 1 млн рублей за 1 МВт в месяц. Мы будем получать 2,5 млн рублей.

В 2,5 раза больше, чем АЭС?
Да. Это фактически и есть субсидия, только не прямая, из бюджета; ее распределяют между всеми потребителями рынка. Однако важно отметить, что в Германии начинают отказываться от субсидий, Англия и Финляндия уже отказались от них. В США начинают проводить конкурсы на новые объекты, которые не привязаны к топливу.
Ветряки конкурируют с газовыми электростанциями и выигрывают. То есть ветроэнергетика становится настолько дешевой, что начинает уже без субсидий работать.

Сравните, пожалуйста, темпы развития ветрогенерации в России и в мире сейчас.
Несравнимо: у нас нет ветрогенерации, а в мире она есть. В этом и заключается наша уникальность — мы создаем новую отрасль. Другие страны сделали на ветроэнергетику ставку чуть раньше и уже развиваются.

Сколько сейчас в мире вводится ветрогенерирующих мощностей? Есть какая-то статистика?
Статистика есть. Ветроэнергетика сегодня дает хороший прирост мощностей. В 2015 году этот показатель составил 17%, что выше темпов роста мощностей в традиционной углеродной энергетике. Причем прирост происходит в основном не за счет стран ОЭСР, а благодаря развивающимся экономикам. В первую очередь это Китай. Сегодня ветроэнергетика Китая уже обогнала Евросоюз.

В 2015 году установленные мощности в мировой энергетике составляли 433 ГВт. Ветроиндустрия сегодня представлена в 80 странах. Причем 28 стран имеют более 1 ГВт установленных мощностей и восемь стран — более 10 ГВт.

Ваш прогноз развития ветрогенерации в России на ближайшие пять лет?
В России все очень просто. Я думаю, что мы свои 1600 МВт построим. Видимо, в России помимо нас появится еще пара игроков. «Фортум» уже стал игроком. Будет ли еще один производитель ветряков — не знаю, многие исследуют эту возможность, войдут они на рынок или нет — прогнозировать сложно. Но, думаю, через пять лет у нас будет два основных производителя турбин, плюс два-три игрока в энергетике.

«Фортум» может у вас заказывать детали, как вы думаете?
Мы будем стараться сделать конкурентный продукт, который сможем предложить в том числе «Фортуму».

Какие ключевые тренды вы бы сейчас выделили в мировой ветроэнергетике?
Первый — это то, что технологический прогресс, в принципе, закончен. Ветряки пришли к пределу своих размеров. Сейчас наземная турбина мощностью 4−5 МВт имеет лопасти длиной 60 метров, высота конструкции достигает 160 метров. Изготавливать и обслуживать конструкции бóльших размеров слишком сложно и дорого.

Второй тренд — повышение эффективности турбин идет путем совершенствования лопастей и организации управления несколькими, разбросанными в пространстве, ветропарками одновременно. То есть, допустим, у вас есть ветростанция, и она гарантированно дает 100 МВт. Всегда. И вы можете выработку от этих 100 МВт регулировать вверх и вниз. Где-то всегда дует ветер, и почти гарантированно вы даете мощность, то есть исчезает проблема переменной нагрузки.

Третий тренд — идет активная интеграция ВЭУ с накопителями энергии. Кстати, мы уже готовим проект по внедрению в наш первый ветропарк системы накопления энергии. Пока в опытную эксплуатацию. В этом году постараемся утвердить этот проект в госкорпорации.

А что даст система накопления энергии?
Она повысит управляемость турбин. Мы для энергосистемы станем регулируемым источником, в первую очередь, решим техническую проблему работы в энергосистеме. Коммерческой истории накопителей энергии в России пока нет — накапливать ночью, продавать днем при нынешней стоимости киловатт-часа на рынке не очень выгодно. Или для накопителей придется сделать тоже платные мощности.

Дело в том, что сегодня системный оператор не принимает ВЭУ как объект, имеющий мощностную характеристику. Когда мы спрашиваем сетевиков, какую мощность нашего ветропарка они в свой баланс примут, нам отвечают: «Ноль». Вот АЭС — сколько есть гигаватт, столько и примут. Чтобы придать мощностные характеристики ветропарку, нужно использовать накопители. Чтобы в любой момент, когда системный оператор дает команду выдать мощность, мы в течение трех секунд могли ее выдать. Это важно.