Широкомасштабное внедрение ВЭС в энергетику определяется в насто­ящее время в большой степени его экономической целесообразностью.

Существенным препятствием широкомасштабного внедрения ВИЭ в России является бытующее мнение о их экономической неэффективности по сравнению с традиционными энергоисточниками на базе «неисчерпае­мых» запасов органического, ядерного топлива и водных ресурсов. Резуль­таты проведенного авторами сравнительного анализа экономической эф­фективности ВИЭ разных видов и традиционных ЭС, приведенные в табл. 4.2, призваны поправить это устаревшее представление.

Оценки экономической эффективности ЭС, приведенные в табл. 4.2., относятся к случаям использования отечественного и импортного энер­гооборудования на основе его средних статистических технико-эконо­мических показателей и цен на топливо в 2006 - 2007 гг. [87, 90].

В качестве наиболее практически важных результатов сравнения эко­номических показателей ВИЭ и вновь строящихся традиционных энер­гостанций отметим:

- коммерческую конкурентоспособность (в терминах себестоимости и окупаемости) ряда ВИЭ (сетевых ВЭС, СК, бесплотинных МГЭС, Био- ЭС) по сравнению с энергостанциями на органическом топливе, дости­гаемую за счет отсутствия топливной составляющей;

- более высокие капитальные затраты при строительстве ВИЭ по срав­нению с традиционными тепловыми энергостанциями на органическом топливе, обусловленными более высокой стоимостью основного обору­дования ВИЭ.

Последнее обстоятельство диктует необходимость государственной эко­номической поддержки технологий энергопроизводства на возобновляе­мых ресурсах, по крайней мере на начальной стадии их развития.

Однако экономическая поддержка в случае ВИЭ в условиях России коренным образом отличается от существующих дотаций в традицион­ной энергетике в связи с возможностью экспортной реализации заме­щенного ВИЭ органического топлива.

Покажем это методическими расчетами на примере сравнения эко­номической эффективности электростанции, работающей на природ­ном газе (ГазЭС) — основы электроэнергетики России в настоящее время и в соответствии с [78] — в ближайшие десятилетия и эквива­лентной ГазЭС, работающей с коэффициентом использования номи­нальной мощности #инм = 50%, принята равной 100 МВт, мощность равной с ней по выработке электроэнергии ВЭС, работающей с і£инм = 30% , равна 170 МВт (реальность #инм > 30% для ВЭС в России была показана в Главе 2).

Результаты получены с использованием развитых в НИЦ «АТМОГ­РАФ» и описанных в Главе 3 методик расчета технико-экономических показателей и численного анализа баланса годовых доходов и расходов современных электростанций с учетом реальных на 2009 г. показателей

Таблица 4.2

Капитальные затраты, себестоимость и окупаемость электроэнергии известных традиционных топливопотребля-
ющих и возобновляемых энергоисточников

строительства и эксплуатации (включая капремонт на 13-м году работы) ГазЭС и ВЭС в российских условиях и их демонтажа после отработки оди­накового 20-летнего ресурса, а также экспоненциальных моделей много­летней динамики инфляции, тарифов и цен на энергию и энергоносите­ли (топливо).

Выработка ЭС определяется на основе разработанной авторами полу­эмпирической модели их технической готовности (availability), постро­енной на данных об эксплуатационных характеристиках ВЭУ [24].

В работе рассмотрены различные сценарии роста цен на электроэнер­гию и топливо в России: от ограничения их роста уровнем ежегодной

российской инфляции до быстрого выхода на мировой уровень и даль­нейшего роста по мировой модели. Однако наиболее разумными авто­рам представляются модели роста российских цен на электроэнергию и топливо с постепенным их выходом на уровень цен соответственно ~ 2/ 3 и = 1/2 от среднего мирового.

На рис. 4.4 приведены результаты моделирования приведенных к ценам 2010 г. с учетом модели российской инфляции накапливаемых за 20 лет доходов и расходов при строительстве, эксплуатации и про­даже электроэнергии эквивалентных по выработке электростанций на газе (ГазЭС) номинальной мощности 100 МВт и ВЭС номинальной мощ­ности 170 МВт, введенных в действие в 2010 г. и работающих с коэф­фициентами использования номинальной мощности #инм соответствен­но 50% и 30% .

Исходя из цели получения оценок предельно возможной экономичес­кой эффективности рассмотренных энергетических проектов, здесь при­ведены значения расходов и доходов, рассчитанные с нулевыми ставка­ми кредитования и дисконтирования и при отсутствии (точнее до нача­ла) налоговых платежей.

Основными составляющими экономического баланса ВЭС и ГазЭС являются капитальные и эксплуатационные затраты (включая расхо­ды на топливо), не обязательные в настоящее время, но возможные в будущем экологические штрафы (или прямые затраты) за выбросы пар­никовых газов в атмосферу (по цене 15 EURO/т), а также выручка за проданную электроэнергию.

Расходы и доходы накапливаются на протяжении периода эксплуа­тации ЭС (рис. 4.4), приводя за 20-летний ресурсный период их работы

к следующим итоговым экономическим показателям, приведенным к ценам 2010 г. с учетом российской модели инфляции (см. табл. 4.3).

Приведенные в табл. 4.3 результаты соответствуют трем сценари­ям многолетней динамики цен на топливо и электроэнергию. Вари­ант с «заморозкой» цен означает ограничение их роста уровнем еже­годной российской инфляции. В «российском» варианте электроэнер­гия ЭС реализуется по ценам оптового российского рынка, ассимпто - тически растущих с выходом на 2/3 от мировых цен. Цены газа для ГазЭС нарастают с ассимптотикой 1/2 от мировых. «Мировой» вари­ант означает быстрый выход российских цен на электроэнергию и газ на уровень мировых и их дальнейший линейный рост со скоростью мировой инфляции.

Основные результаты просчитанных вариантов сводятся к следу­ющему:

- капитальные затраты при строительстве ВЭС вместе со стоимостью присоединения к сетям, рассчитанным по европейским нормативам вви­ду отсутствия унифицированных российских цен, окажутся почти вдвое выше, чем на ГазЭС при их равной производительности;

- эксплуатационные затраты на ВЭС в российских условиях (с учетом неразвитой ремонтной инфраструктуры, отсутствия специалистов и транспортной дороговизны) примерно на 15% выше, чем на ГазЭС;

- затраты на топливо, потребляемого ГазЭС, в сценариях с «замороз­кой» цен и предлагаемом авторами «российском» варианте окажутся со­ответственно в 2,5 и 2,0 ниже суммы капитальных и эксплуатационных затрат, а при мировом сценарии — примерно равны;

- выручка с продаж электроэнергии ГазЭС и ВЭС при сценарии с «за­морозкой» цен составит соответственно 85 и 55%, при «российском» —

соответственно на 98 и 64% и при мировом сценарии — в 140 и 93% от суммы капитальных и эксплуатационных затрат на ЭС. Однако с уче­том затрат на топливо выручка за электроэнергию ГазЭС при всех рас­смотренных сценариях окажется примерно в полтора - два раза мень­ше затрат на производство вырабатываемой электроэнергии;

- баланс расходов и выручки на ГазЭС и ВЭС при всех рассмотренных сценариях окажутся отрицательными, однако с переходом от варианта с «заморозкой» цен к мировому он изменяется в пользу ВЭС;

- с ростом цен на газ на внутреннем рынке с сегодняшних до европей­ских или мировых себестоимость электроэнергии российских ГазЭС бу­дет расти с 30 - 32 EURO/MBt • ч до 75 - 80 EURO/MBt • ч, а у ВЭС с #инм= 30% она остается равной 33 EURO/MBt • ч (рис. 4.5);

- себестоимость вырабатываемой ГазЭС электроэнергии растет при­мерно вдвое при переходе от сценария с «заморозкой» цен к мировому, при этом топливная составляющая себестоимости растет в полтора раза.

Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ВЭС, при всех рас­смотренных вариантах остается постоянной и ввиду отсутствия топ­ливной составляющей окажется ниже, чем у ГазЭС при любом цено­вом сценарии.

Полученные результаты расчетов и сравнения рассмотренных в ра­боте единичного ввода ГазЭС и ВЭС одинаковой выработки приводят к следующим выводам:

- выработка электроэнергии на традиционных вновь строящихся ЭС на органическом топливе неизбежно будет дорожать с ростом стоимости последнего как в мире, так и в России и не окупается при всех рассмот­ренных вариантах роста оптовых рыночных цен на электроэнергию и газ (самое дешевое топливо). Именно поэтому приток инвестиций в оте­чественную энергетику отсутствует;

- для обеспечения безубыточности отечественной топливной электро­энергетики даже при «заморозке» внутренних цен на газ необходимо увеличение цен оптового рынка как минимум вдвое с соответствующим увеличением тарифов на электроэнергию, что в любом случае противо­речит либо принципам рыночной экономики, либо социальной или эко­номической, направленной на поддержку отечественного производства политике государства;

- для обеспечения безубыточности ветроэлектрических станций в Рос­сии также необходимо увеличение закупочных цен на электроэнергию ВЭС примерно на 70 - 80% по российскому сценарию, но уже без огра­ничений внутренних цен на газ;

- источником финансирования ВЭС в России, помимо социально про­тиворечивого повышения тарифов, могут являться перераспределенные доходы от экспортной реализации газа, замещенного при использова­нии ВЭС вместо ГазЭС, а также уменьшения затрат на экологические мероприятия по сокращению выбросов в атмосферу. Для достижения положительного экономического баланса ВЭС при «российском» сценарии необходимо к выручке с продаж электроэнергии по ценам оптового рынка добавить в пользу ВЭС стоимость замещенного ею газа на внутреннем рын­ке России и половину экологического бонуса. При этом экспортная выруч­ка с продаж замещенного на ВЭС газа в сценариях с «заморозкой» цен и «российском» окажется соответственно в 2,9 и 2,1 раз выше стоимости газа на внутреннем рынке, обеспечивая тем самым дополнительные доходы го­сударству за счет налоговых поступлений;

- сценарий вывода внутренних цен на электроэнергию и топливо на уро­вень мировых, влекущий за собой наибольшее повышение тарифов и ли­шающий преференций российского производителя, а также возможностей выгодной для государства экспортной реализации замещенного на ВЭС газа, представляется наименее целесообразным для энергетики России.

Рассмотренный пример достаточно наглядно доказывает возможность развития отечественной электроэнергетики с широкомасштабным исполь­зованием ВЭС, финансирование которых за счет перераспределения до­ходов от экспортной реализации замещенного газа, оказывается эконо­мически выгодным и для производителей электроэнергии (включая по­ставщиков газа) и для государства, и для потребителя. Замена части Га - зЭС на ВЭС, как это следует из рис. 4.5, дает эффективный способ сниже­ния себестоимости вырабатываемой в России электроэнергии.

30

Рис. 4.5. Зависимость себестоимости совместной электрогенерации на ВЭС и
ГазЭС от цены газа на внутреннем рынке России в долях от мировой

Предлагаемая схема развития отечественной энергетики возможна благодаря наличию в стране востребованных за рубежом запасов при­родного газа и разнице цен на него на внутреннем и внешнем рынках.

Как показывают расчеты, при реализации такого пути развития элек­троэнергетики в наибольшем выигрыше окажутся «Газпром» и государ­ство, дополнительного дохода каждого из которых будет достаточно для финансирования рассмотренного ветроэнергетического проекта.

В связи с этим в качестве наиболее заинтересованных и реальных инвесторов масштабного развития новой ветроэнергетической отрасли авторам представляются наиболее крупные предприятия энергетичес­кого и нефтегазового комплекса страны, а также само государство.