Труды КНЦ вып.39 (ЭНЕРГЕТИКА вып. 5/2016(39))

в Карачаево-Черкесии мощностью 5.6 МВт. Последний отбор в декабре 2015 г. прошли два объекта гидрогенерации — малые Белопорожские ГЭС на реке Кемь в Карелии мощностью по 24.9 МВт каждая. В обоих случаях начало поставок мощности запланировано на 2019 г., плановые капитальные затраты составляют 174 тыс. руб. за киловатт установленной мощности. Инвестором является ЗАО «Норд Гидро». Сложности со строительством малых ГЭС, в основном, связаны с получением гарантий от генерирующих компаний, работающих на оптовом рынке и имеющих не менее 2 ГВт мощности, или предоставлением аккредитива для участия в конкурсах. Так предусмотрено законом. А это, в свою очередь, приводит к увеличению стоимости проектов. Окупаемость же затрат на обслуживание гарантии или аккредитива, как говорят представители ЗАО «Норд Гидро», маловероятна. С локализацией оборудования для малой гидроэнергетики особых проблем нет. На территории России давно и надежно производят гидротурбинное оборудование такие фирмы, как МАГИ-Э, ИНСЭТ, "Энергопром", ОАО "Силовые машины", "Тяжмаш" (г. Сызрань), АО "JIM3" (г. Санкт-Петербург) [7]. Но качество импортного оборудования все же остается лучше. Несмотря на господдержку, трудности с вводом в эксплуатацию проектов, отобранных на первых конкурсах, существуют. Так, в декабре 2015 года должны были заработать три солнечные электростанции общей мощностью 35.2 МВт, но этого не произошло. Одна из них принадлежит «Евросибэнерго», а две другие ГК «Энергия солнца». За просрочку ввода по договорам о предоставлении мощности предусмотрены штрафы в размере 25 % цены мощности за каждый месяц задержки. Правда, учитывая сложную экономическую ситуацию в стране, НП «Совет рынка» поддержал решение об отмене штрафов в первый год задержки ввода станций на ВИЭ и продлении максимального срока задержки с одного года до двух лет [8]. Другой актуальной проблемой являются низкие предельные капитальные затраты (табл. 1). Они были рассчитаны, исходя из курса доллара на 2012 г., в настоящее время по оценкам экспертов их необходимо увеличить на треть. Указанные трудности и недостатки программы поддержки развития генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии хоть несколько и тормозят развитие возобновляемой энергетики в России, но не являются критичными. А совместная работа НП «Совет рынка» со всеми заинтересованными сторонами на оптовом рынке электроэнергии приводит к корректировке и изменению «правил игры» в позитивном направлении. В настоящее время возобновляемые источники энергии пока еще дороги, но они уже конкурентоспособны в децентрализованных и изолированных системах. Как известно, 2/3 территории нашей страны, на которой проживает около 20 млн чел., находится в зоне децентрализованного и автономного электроснабжения. К ним относятся северные регионы Арктики и Дальнего Востока. Эти районы характеризуются наличием множества обособленных, потребителей, жизнеспособность которых напрямую зависит от обеспеченности дизельным и котельным топливом. Северный завоз органического топлива - одна из основных проблем для населения, администраций арктических регионов. Себестоимость электроэнергии здесь доходит до 30 руб/кВт-ч. Перспективы внедрения ВИЭ для электро- и теплоснабжения населения в этих районах огромны. На оставшейся трети территории с централизованным электроснабжением нередко возникают проблемы с надежностью электроснабжения и подключеним к сетям. При этом газифицировано около 50 % городских и не более 35 % сельских поселений [9]. Поэтому и здесь есть рынок потребителей возобновляемых источников энергии, а «локальная или 178