Оценка окупаемости ВИЭ на основе экономии замещенного при их использовании органического топлива при наличии прогноза его стоимо­сти в достаточно отдаленном будущем (порядка 10 - 20 лет) осуществ­ляется в работе следующим образом.

В предположении бесперебойной работы ВИЭ с определенным для данного места коэффициентом использования ее номинальной мощнос­ти #инм и расходу мазута или дизельного топлива на 1 кВт • ч вырабаты­ваемой ТЭЦ и ДЭС электроэнергии (около 0,325 кг/кВт • ч мазута и 0,250 кг/кВт • ч дизтоплива соответственно) определяется посезонная и годо­вая их экономия за счет замещения ТЭЦ и ДЭС на ВЭС.

Проведенные оценки окупаемости ВИЭ в обеспеченных ветровыми ресурсами регионах России и их сравнение с альтернативными топли­вопотребляющими источниками энергоснабжения позволяют сделать вывод о целесообразности строительства и широкомасштабного исполь­зования ВИЭ для промышленной выработки электроэнергии.

Проведенные методические исследования использованных в работе методик оценки себестоимости электроэнергии и окупаемости ВИЭ на территории исследованных регионов России показывают, что при дос­таточно надежном (с погрешностью менее 14 - 18%) определении их энергетических показателей (мощности, выработки электроэнергии, экономии органического топлива) остаются весьма приближенными по следующим причинам:

1) в отсутствие достаточного отечественного опыта полученные оцен­ки основаны на использовании в основном обобщенных зарубежных дан­ных о структуре капитальных затрат на сооружение ВЭС, не учитываю­щих российской специфики;

2) полученные оценки весьма приближенно учитывают возможную будущую динамику местных тарифов на электроэнергию, темпы инф­ляции, возможность снижения кредитных ставок;

3) полученные оценки не учитывают особенности будущих схем оп­латы и возврата инвестиций;

4) при проведении оценок не учитывались возможности конкурсного выбора компаний-производителей, поставщиков ветроэнергетического оборудования и строителей ВЭС, являющихся основным рыночным ин­струментом для снижения цен на ВЭУ и их возведение;

5) при проведении оценок весьма приближенно учитывались спо­собы и стоимости доставки оборудования и прохождения таможен­ных процедур.

В связи с этим, полученные в работе оценки имеют предваритель­ный характер.

Однако, полученные в работе с известным запасом, данные оценки «снизу» и «сверху» могут служить не только качественной, но и доста­точно достоверной количественной базой для обстоятельного и более точ­ного технико-экономического анализа и выбора оптимальных вариан­тов и мест возведения ВИЭ.

Отметим также, что развитые в работе методики определения энергетической и экономической эффективности ВИЭ и их про­граммные реализации при наличии реальных технико-экономичес­ких показателей ЭС, действующих в том или ином регионе, позво­ляют повысить точность полученных результатов до 12 - 15 % , дос­таточную, на наш взгляд, для принятия обоснованных оптималь­ных решений относительно прорабатываемых ветроэнергетических проектов [87].

3.1.3. Численная методика расчета энергетической и экономической эффективности ВИЭ

Определение себестоимости электроэнергии, периодов окупаемости и прочих показателей экономической эффективности ВИЭ в исследуе­мых по проекту TACIS регионах России проводится численно с учетом многолетнего прогноза инфляции, кредитных ставок, вероятности от­каза ВЭУ, а также стоимости на органическое топливо [87].

Развитая методика определения показателей энергетической и эко­номической эффективности ВЭУ с задаваемыми параметрами реализо­вана в программном виде для расчетов и графической визуализации на персональном компьютере.

Информационную основу методики составляют следующие базы данных (БД):

БД «ФЛЮГЕР»: ветроклиматические данные = 3500 метеорологи­ческих и 146 аэрологических станций на территории бывшего СССР;

БД «ФАЭТОН»: актинометрические данные = 1100 станций быв­шего СССР;

БД «РУТЭК XXI»: характеристики топливно-энергетического комп­лекса и технико-энергетические показатели действующих электростан­ций России, стран СНГ и Балтии всех известных типов;

БД «ЭРГОМАШ»: технико-экономические характеристики современ­ных энергоисточников всех известных типов, включая ВИЭ.

Список содержащихся в БД энергоисточников и пример диапазона из­менений их технико-экономических характеристик приведен в табл. 3.6.

Разработанные для работы с созданными авторами базами данных программные комплексы реализуют следующие функции:

- выборку и моделирование с известной точностью количественных характеристик возобновляемых ресурсов ВИЭ (ветровых, солнечных и пр.) для данного места;

Таблица 3.6 Тип электростанции Удельные капвложения, EURO/кВт ч Дизельные электростанции (ДЭС) 350-450 (550-650*) ДЭС с утилизацией тепла 600 - 750 (900- 1100*) Газодизельные установки (ГДЭУ) 500 - 650 о о 'Г-, ОС ГДЭУ с утилизацией тепла 750 - 900 (1200- 1700*) Газотурбинные установки (ГТЭУ) 550-650 (800- 1100*) Системы пиролизной газогенерации 450 - 550 (650 - 900*) Малые гидроэлектростанции (МГЭС) 550 - 2000 (с плотиной) (900 - 2000*) Ветроэнергетические установки (ВЭУ) 1200- 1400 (1200- 1800*) Фотоэлектрические станции (ФЭС) 4500 - 6000 (6700 - 9000*) Солнечные тепловые коллекторы (СЮ 500 - 600 (900- 1000*) Геотермальные энергостанции 1500-2000 (1200 - 1800*) Энергостанции на биотопливе 1200- 1400 (1300- 1800*) (500*) — стоимость импортного оборудования

- расчет энергетических показателей ВИЭ по их известным или за­данным параметрам;

- численный анализ зависимости экономической эффективности ВИЭ каждого типа от заданных параметров: их стоимостных характеристик, инвестиционных и банковских процентов, инфляционных индексов, коэф­фициентов использования номинальной мощности энергоисточников и др.;

- расчет показателей экономической эффективности ВИЭ по задан­ным сценариям роста цен, инфляции, устанавливаемых по годам мощ­ностей ВИЭ и пр.;

- графическое представление результатов расчета энергетической и экономической эффективности ЭС.

Характеристики ветрового (ВЭП) и солнечного (СЭП) энергетических потенциалов в межстанционных промежутках моделируются с извест­ной точностью по данным многолетних измерений на станциях государ­ственной гидрометеорологической сети [24]. Энергетическая и экономи­ческая эффективность ветровых и солнечных энергоустановок опреде­ляется с учетом их технических и стоимостных характеристик [21].

Характеристики биологических ресурсов рассчитываются по раз­витым авторами методикам на основании официальных статистичес­ких данных Федеральной службы Государственной статистики об уро­жайности агрокультур и поголовья скота, отходах жизнедеятельнос­ти и промышленного производства в субъектах Российской Федера­ции [9, 85, 62, 63].

Развитая и численно реализованная в работе методика призвана ре­шать задачи двух типов.

Первый тип, или прямая задача расчет ежегодных и ресурсных (средних и интегральных за срок эксплуатации) энергетических и эконо-

мических показателей как энергоисточников традиционного типа (ЭС на органическом топливе, ГЭС, АЭС), так и ВИЭ по заданным началь­ным параметрам проекта ВИЭ (стоимостным характеристикам ВИЭ, инвестиционным и банковским процентам, индексам инфляции, ко­эффициентам использования номинальной мощности энергоисточни­ков и др.).

При этом численная реализация предусматривает два расчетных ре­жима [87]. Первый обеспечивает расчет показателей проекта при одно­разовом вводе энергоисточника в заданном году. Второй — обеспечи­вает расчет показателей проекта с многолетним наращиванием мощно­сти энергоисточника.

Второй тип или обратная задача — определение расчетных техничес­ких, энергетических и экономических параметров ВИЭ, обеспечиваю­щих заданные экономические показатели проекта ВИЭ (себестоимость, окупаемость и др.) [87].

Пример, поясняющий логику последующих расчетов и анализа эко­номической эффективности ВИЭ разного вида, показан на рис. 3.5, на котором приведены графики многолетнего (за время порядка ресурсно­го периода ВИЭ, равного для большинства типов ВИЭ за 20 лет ) накоп­ления удельного баланса расходов и доходов ВИЭ исследуемых в работе типов, каждый номинальной мощностью 1 кВт, работающих с харак­терными для условий исследуемых регионов коэффициентами исполь­зования номинальной мощности.

Рис. 3.5. Многолетнее накопление удельного баланса расходов и доходов ВИЭ исследуемых в работе типов номинальной мощности 1 кВт

Для решения задачи на входе в программу задаются фиксированные технические и экономические параметры проекта энергоисточника, а

на выходе программы — временные (погодичные) ряды расчетных энер­гетических и экономических показателей проекта ВИЭ заданного типа и его интегральные и средние показатели с учетом или без учета дискон­тирования.

Источником доходов в приведенном примере является продажа элек­трической или тепловой энергии, вырабатываемой ВИЭ при начальной на год пуска ВИЭ в эксплуатацию (2010 г.) цене закупки энергии ВИЭ, равной 6 EURO-центов за 1 кВт • ч, или 2,10 руб./кВт • ч (по докризисно­му курсу ЦБ РФ 2008 г.), растущей в период эксплуатации ВИЭ (приня­тый равным 20 годам) пропорционально инфляции. Выбор начальной цены закупки примерно соответствует ожидаемому значению тарифов на электроэнергию и стоимость основных энергоносителей (газа) в 2011 г. Капитальные и эксплуатационные затраты на ВИЭ соответствуют рыночным ценам 2008 г. на оборудование, доставку и строительно-мон­тажные работы.

Наиболее важными в плане постановки последующих исследований дан­ной работы являются следующие выводы из приведенного графика.

Накопленные за ресурсный период балансы расходов и доходов при эксплуатации ВИЭ разных типов могут быть как положительными (окупаемые проекты), так и отрицательными (неокупаемые проекты). Окупаемость или неокупаемость проекта зависит от величины капи­тальных вложений (определяемых точкой пересечения графиков с вер­тикальной осью абсцисс), эксплуатационными затратами, затратами на используемое энергостанцией топливо, выработкой энергии, опре­деляемой коэффициентами использования номинальной мощности ВИЭ и ценой продажи выработанной энергии.

При принятой расчетной закупочной цене энергии ВИЭ, равной 6,0 EURO-центов/кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) успе­вают окупиться лишь некоторые типы ВИЭ — солнечные тепловые станции, малые ГЭС, геотермальные энергостанции и БиоЭС с низки­ми затратами на используемое ими биотопливо.

При расчетной закупочной цене энергии ВИЭ в 6,0 EURO-центов/ кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) не успевают окупиться солнечные электростанции (за счет больших капзатрат и малости коэф­фициентов использования номинальной мощности #инм), ВЭС (с малы­ми -^инм)» БиоЭС с высокими затратами на подготовку и транспортиров­ку биотоплива.

Важно также отметить, что при закупочной цене энергии ВИЭ в 6,0 EURO-центов/кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) за счет высокой топливной составляющей не окупаются и традиционные элек­тростанции на природном газе, являющиеся самыми экономичными из отечественных электростанций (кривая на рис. 3.5).

и БТиоэГя^В„ИЭ РЯГ ™П0Е (МЭЛЫе ГЭС’ геотеРмаль„ые энергостанции ) ются более экономичными, чем традиционные ЭС на газе и, тем более, на мазуте и дизельном топливе [87]. ’

Поскольку газовые электростанции являются основой электпоэнео - гетики России, вырабатывающими две трети электроэнергии страны ценовая политика государства будет выстраиваться в сторону увеличе­ния закупочных цен на электроэнергию (выше 6,0 EURO-центов/кВт • ч) что не изменит общего соотношения эффективности ВИЗ и газовьіх ЭС

- ка^°™°^эф^ектм^сть°предпроектаогоПанализа ^ Ч"*"*

з"—'

ПО и ~ УМШ [зТ]И ЛЄЖИТ РаСЧЄТ СРЄДНЄЙ “ ™ ™°<™ ВЭУ

(ЗЛО)

гДв К Коэффициент НеИДеаЛЬНОСТИ R3V пписі.™отЛ,„ “ со ВЭУ, из-за потерь энергии во внутренних сет я* R^r от. Р

======

Рис. 3.3. Зависимость от скорости ветра мощности ВЭУ Vestas V-27 и средней годовой повторяемости скорости ветра по градациям для метеостанции Свет­логорск и аппроксимирующих распределений Вейбулла и Гринцевича

Повышение точности моделей по первому пункту достигается в на­шей методике двумя приемами. Первым приемом является использова­ние данных, в первую очередь, метеостанций, расположенных на откры­тых для ветра ровных пространствах, и для повышения статистической достоверности данных метеостанций, частично экранированных от вет­ра, подвергнутых процедуре очистки от влияния экранирующих ветер препятствий с использованием принятой в России классификации зак­рытости станций от ветра Милевского. «Очистка» данных обеспечивает точность моделирования характерных для района средних сезонных скоростей с точностью до 12 - 8% для равнинных и до 18 - 20% — для территорий с горным рельефом.

Основой второго приема является использование в качестве функции распределения ветра по скоростям региональных табулированных фун­кций Гринцевича, дающих более точные результаты, чем рекомендуе­мые западными методиками функции Вейбулла [24].

Повышение точности моделей по второму пункту достигается в мето­дике переходом от традиционной экстраполяции данных наземных ме­теонаблюдений ветра на высоту на интерполяцию с использованием уни­кальных для мировой практики данных 146 станций многолетних аэро­логических измерений в пограничном слое атмосферы на высотах 100 200, 300, 600 м [24].

Моделирование вертикального профиля скорости ветра в развитой авторами методике проводится с использованием трехслойной модели «Сэндвич» [31], описывающей зависимость скорости ветра от высоты в разных высотных диапазонах в соответствии с формулами :

в нижнем поверхностном слое (от 0 до 10 м):

V(h) = (U*/к)-Ln(h/Z0) , (3.11)

в пограничном слое (« 100 < h < 600 м):

r(h) = Ah3+Bh2+Ch + D, (3.12)

в промежуточном слое (« 10 < h < 100 м) :

V(h) = Ph3+0-h2+R-h + S, (3.13)

где коэффициенты U* и ZQ определяются в соответствии с методикой WASP (RISO, Дания) по данным измерений ветра на ближайших метеорологи­ческих станциях на высотах флюгера (« 10 - 16 м) и моделируемому с использованием классификации Милевского значению параметра шеро­ховатости ZQ; коэффициенты Р, Q, R, S полинома, аппроксимирующего профиль скорости в пограничном слое 100 - 600 м определяются по мно­голетним данным аэрологических станций на высотах 100, 200, 300 и 600 м; коэффициенты А, В, С, D кубического сплайна, моделирующего про­филь скорости в промежуточном слое 10 - 100 м, определяются из усло­вий гладкой сшивки профилей (3.10) и (3.12), означающей равенство в точках сшивки самих скоростей ветра и их первых производных.

Использование аэрологических данных из-за малой изменчивости скоростей ветра на высотах более 100 м на расстояниях до 200 - 300 км обеспечивает точность моделирования типичных для района средних сезонных скоростей на высотах * 100 м с не менее 6 - 10%. Благодаря этому, модель «Сэндвич» позволяет существенно повысить точность моделирования V(h) по сравнению с известными степенными [6] и логарифмическими [6, 9, 33] моделями, а также по сравнению с датс­кой методикой [27], использующей логарифмическую экстраполяцию для моделирования высотного профиля скорости ветра.

Например, расхождение результатов моделирования «Сэндвич» с многолетними экспериментальными данными аэрологической станции «Новосибирск» для высоты 60 м составляет 2%, что, как видно из табл. 3.7 [24], принципиально точнее результатов моделирования с ис­пользованием иных моделей.

Отметим, что по нормам, установленным в мировой ветроэнергети­ческой практике, погрешность установленного в ходе проектных ис­следований прогноза мощности ВЭУ в местах будущей ее установки не должна превышать 10% (с учетом данных, полученных с ближайших метеорологических станций и данных «ветровой разведки» — анемо­метрических измерений ветра на метеомачтах, установленных в месте возведения ВЭС длительностью не менее года) [137].

Использование описанных выше отечественных методов позволяет уменьшить суммарную погрешность расчета интеграла (1) для равнин-

Часть 1. Общие представления о ветроэнергетических ресурсах
и технических возможностях их использования

Таблица 3.7 Относительные (в %) отличия среднегодовых модельных и экспериментальных данных аэрологической станции «Новосибирск» на высоте 60,100 и 200 м Г24] Методика Г, ксп-Умоа,% на высоте 60 м Гэксп - Умод< % на высоте 100 м к1КСП - VMHA % на высоте 200 м БИЭН V(;) = V*,, • 35.2 34.8 25.6 ГГО 1989 К(-)=КЬ„. (**„)“ 21.9 16.6 14.1 WASP. RISO. Дания 31.9 29.1 21.3 ФЛЮГТІР 3. : V(z) - Кь. • (z/z**)m 9.3 0 1 1.3 ФЛЮГЕР XXI V{z) = V0* In (zJzn) 4.7 0 5.9 І Модель «Сэндвич» 1,9 0 0

ных территорий во многих регионах России до 13 - 16 %, а для ряда регионов (степные и лесостепные равнинные зоны на юге европейской части РФ и Западной Сибири, тундровые побережья морей Северного Ледовитого океана) при моделировании развитыми методами удается минимизировать погрешность до 10% и ниже [24, 31].

Достигнутая точность прогноза мощности ВЭУ позволяет значитель­но экономить время и средства при проведении предпроектных изыска­ний по сравнению с методиками, используемыми за рубежом и основан­ными на дорогостоящих и длительных замерах ветровых характерис­тик в местах предполагаемой установки ВЭС.

Для примера, на рис. 3.7 и 3.8 приведены расчетные данные о себес­тоимости и рентабельности энергоустановок разного типа, являющих­ся потенциальной альтернативой наиболее широко распространенных в России ДЭС: сетевых ВЭС мегаваттного класса мощности с К = 20 и

опо/ і ИНМ

30 /о, современных высокоэффективных ЭС на парогенераторном цик­ле, работающих на твердом топливе (ПАРУ), малых ГЭС отечественного производства номинальной мощностью =150 кВт.

Себестоимость современной сетевой ВЭУ с номинальной единичной мощностью = 1 МВт, работающей с коэффициентом использования но­минальной мощности Ктш >. 25 %, после 6 — 7 лет эксплуатации выхо­дит на уровень лучших ЭС на паросиловом цикле = 0.04 - 0.05 USD/ кВт • ч и проигрывает лишь малой ГЭС, себестоимость энергии которой составляет = 0,02 - 0,03 USD/kBt • ч после 6 - 7 лет работы.

Из приведенных графиков видно, что энергетические проекты на базе приведенных установок, особенно больших сетевых ВЭС и малых ГЭС, являются весьма привлекательными для доходного бизнеса даже при сегодняшних российских тарифах на энергию.

Показатели экономической эффективности ВЭУ на территории России

Определение максимально точных средних годовых и многолетних (за ресурс ВЭУ) значений данных критериев, а также их динамики является

Рис. 3.7. Зависимость себестоимости ЭС от периода эксплуатации

Рис. 3.8. Зависимость баланса расходов и доходов ЭС от периода эксплуатации

весьма трудоемкой и дорогостоящей задачей технико-экономического обоснования каждого конкретного ветроэнергетического проекта.

В качестве наиболее важных для практики и при этом наиболее точ­но определяемых показателей экономической эффективности ВЭС ав­торами выбраны себестоимость вырабатываемой ими электроэнергии и период окупаемости ветроэнергетических проектов.

Критерии прибыльности и рентабельности являются более многофак - юрными и отчасти субъективными по своей природе, и поэтому более сложными для прогнозирования, поэтому не рассматриваются в данной работе. Однако полученные в работе оценки прогнозных показателей себестоимости электроэнергии ВЭС и их окупаемости позволяют оценить рентабельность и доходность ветроэнергетических проектов в отдельных регионах и пунктах.

Себестоимость электроэнергии современных ВЭС в России

Себестоимость электроэнергии ВЭС определяется как отношение зат­рат на его возведение и эксплуатацию к количеству выработанной им энергии и исчисляется как для определенных периодов (чаще всего по годам), так и для полного срока эксплуатации ВЭС.

Точность оценок себестоимости электроэнергии отдельных ВЭУ или многоагрегатных ВЭС определяется, во-первых, точностью прогнозиру­емых энергетических показателей ВЭУ, во-вторых, точностью исполь­зуемых данных о структуре капитальных и эксплуатационных затрат (включая капитальный ремонт) на каждую ВЭУ и ВЭС в целом по годам и за срок службы 18 - 20 лет, и, в-третьих, надежностью долгосрочного прогнозирования схем и параметров налогообложения, оплаты и возвра­та инвестиций, кредитов, а также динамики цен на электроэнергию в твердой валюте и инфляцию.

Существенным ограничением энергетической эффективности ВЭС в удаленных районах России может оказаться их труднодоступность для ремонтных бригад, приводящая к длительным простоям и невосполни­мой недовыработке энергии.

Капитальные затраты на ВЭС в России определены в работе по из­вестной на 2008 г. стоимости ВЭУ у производителей, а также стоимо­сти доставки, монтажа и пусконаладочных работ с учетом правил рос­сийского налогообложения. Стоимость сопутствующих работ (строи­тельство подъездных путей и подсобных зданий, изготовление фун­дамента, прокладка ЛЭП и пр.) оценена по средним рыночным ценам с возможными погрешностями, связанными с местной климатичес­кой, геологической, ценовой и прочей спецификой в разных регио­нах страны, однако, доля этих неточно определенных работ в суммар­ных капитальных затратах на ВЭС относительно мала в смысле точ­ности их прогноза.

Прогноз затрат на эксплуатацию и ремонт ВЭС на длительный (до 20 лет) срок их службы проведен в работе методами математического моде­лирования на базе эмпирико-статистических моделей технической ра­ботопригодности ВЭУ, подробно описанных в [24] с учетом возможных сценариев динамики инфляции в России. Достоверность прогноза эксп­луатационных затрат ограничена прежде всего недостатком эксплуата­ционных данных о динамике длительности и стоимости ремонтных про­стоев ВЭУ мегаваттной мощности последних поколений, являющихся наиболее экономичными и перспективными для широкомасштабного использования в России.

Вторым ограничением точности такого прогноза является ненадеж­ная предсказуемость долгосрочной динамики инфляции в России, в том числе цен на энергоносители.

Поэтому наиболее надежным подходом к экономическим оценкам, по мнению авторов, является определение параметрическими методами корридора (границ «снизу» и «сверху») возможных изменений эконо­мических показателей ВЭУ и, по возможности, уменьшение ширины такого коридора за счет повышения точности проводимых оценок на каждом этапе их определения.

Согласно полученным в работе оценкам, удельные капиталовложе­ния при возведении крупных сухопутных ВЭС в России с учетом отече­ственной специфики (слабая инфраструктура, суровые климатические условия, инвестиционные риски и пр.) могут составлять от 1400 до 1700 EURO за 1кВт установленной мощности, при этом себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ВЭС, может составить от 0,04 до 0,060 EURO/kBt • ч в районах с высоким ветроэнергетическим потенциалом и хорошей энергетической и транспортной инфраструктурой в месте установки ВЭС.

Удельные капиталовложения при возведении офшорных ВЭС (мор­ского базирования на прибрежных шельфах) в настоящее время вели­ки по сравнению с сухопутными ВЭС и составляют — 1700 - 2200 EURO за 1 кВт установленной номинальной мощности в зависимости от уда­ленности ВЭС от берега, от глубины и сложности сооружения фунда­ментов ВЭУ.

Структура капитальных затрат на возведение ВЭС в российских ус­ловиях отличается от известных зарубежных [24].

Существенной особенностью является обязательность уплаты налога на добавленную стоимость (18%) при ввозе на территорию РФ любого импортируемого товара, включая оборудование ВЭС.

Помимо стоимости основного оборудования и выплачиваемого при пе­ресечении границы России НДС, одной из основных статей затрат (и со­ответственно экономии) в российских условиях является доставка (от 7 до 10% от стоимости основного ввозимого оборудования). Существенны­ми являются также затраты на сооружение ЛЭП и вспомогательное обо­рудование (4 - 5,5%), высокая (относительно зарубежной) стоимость со­оружения фундаментов, особенно в сложных климатических и геологи­ческих зонах (3 — 7%), условиях стоимости разработки и монтажа систе­мы управления ВЭС в составе ВДЭС (3 - 7%), оплата установки и монта­жа ВЭС с учетом аренды дефицитных для России автокранов с нужной грузоподъемностью и высотой подъема (до 4%) [24].

В результате территориальных, геоклиматических и инфраструктур­ных отличий суммарные капитальные затраты на возведение ВЭС мо­гут существенно различаться в разных регионах России. В соответствии с приведенными показателями и проведенными в работе оценками, удельные капитальные затраты на сооружение и ввод в эксплуатацию

ЮС суммарной номинальной мощности 30 - 50 МВт на базе современ­ных ВЭУ средней (600 кВт) и большой (2000 кВт) мощности при уровне мировых цен на ВЭУ в 2006 году составят в типовых условиях России около 1350 - 1600 EURO за 1 кВт номинальной мощности ВЭС, при этом доля стоимости самой ВЭУ в суммарных капитальных вложениях при строительстве и пуске сухопутных и офшорных ВЭС составит соответ­ственно 65 - 75% и 45 - 60% . Величина удельных капитальных затрат яри этом падает с увеличением мощности базовых ВЭУ.

Оптимизация капитальных затрат на ВЭС, включая самую существен­ную их часть — стоимость самих ВЭУ (за счет выбора их оптимальных моделей и поставщиков) — является основной задачей проектных ис - медований. В связи с этим экономия средств (= 3,0 - 5,0% от стоимости ВЭУ) и времени на этапе подготовки проекта ВЭС, особенно в условиях отсутствия опыта их проектирования в российских условиях, чревата многократно большими потерями при реализации ветроэнергетическо­го проекта.

Важнейшие определяющие экономическую эффективность ВЭУ па­раметры: годовые и общие затраты на их эксплуатацию определены в работе с учетом сложившейся в последние годы международной прак­тики эксплуатации ВЭС большой мощности, включая двухлетнюю или однолетнюю (соответственно для новых и бывших в употреблении ВЭУ) гарантию производителя и далее построена на их техническом сопро­вождении самими производителями ВЭУ, включая необходимый ре­монт. Техническое сопровождение осуществляется на основе договора, заключаемого на срок, как правило, 10 лет, начиная со второго или тре­тьего года работы ВЭС с ежегодной оплатой, составляющей по догово­ренности сторон от 1,5 до 3,0% от некоторой базовой стоимости, кото­рая в международной практике варьируется от первоначальной цены ВЭУ до капитальных затрат на строительство ВЭС.

Для России с учетом больших транспортных затрат в качестве базо­вой стоимости наиболее логичной представляется стоимость ВЭУ с дос­тавкой, отражающей труднодоступность ВЭС и обусловленную этим по­вышенную стоимость ремонтов, а указанный процент при этом может составлять 3%.

Сложившийся в мировой практике договорный 10-летний срок тех­нического сопровождения ВЭС компаниями-производителями сформи­рован с учетом показателей надежности ВЭУ, в соответствии с которы­ми производителями рекомендуется капитальный ремонт ВЭУ на 11 - 13 год службы ВЭУ. 10-летний срок в этом случае избавляет производи­теля от необходимости проведения значительного по временным и фи­нансовым (до 7 - 10% от первоначальной стоимости ВЭУ и более) затра­там на капитальный ремонт.

Наиболее существенные эксплуатационные затраты, превышающие уровень 2-3% от капитальных затрат на возведение ВЭС и весьма быс­тро (экспоненциально) нарастающих со временем, следует ожидать, со­гласно имеющихся опытных данных и полученных в работе модельных оценок, после 10 — 12 лет ее работы.

Методические расчеты оценок себестоимости проводились в работе для двух возможных вариантов комплектования ВЭС.

Первый базируется на вновь изготовленных серийных ВЭУ рас­смотренного типа, либо их современных аналогов по цене = 1000 EURO за 1 кВт номинальной мощности ВЭУ (уровень 2007 г.) и проводится с учетом приведенных выше данных об экономике сухопутных ВЭС.

Второй набазе ВЭУ «Secondhand», отработавших часть своего ре­

сурса (7-8 лет из заявленных 20) по цене = 350 - 500 EURO за 1 кВт номинальной мощности и прошедших соответствующую предпродаж­ную подготовку с последующей их заменой на тех же фундаментах в 2015 - 2017 годах на новые соответствующего класса тех же производителей, но уже по меньшей (в 1,3 -1,5 раза в соответствии с прогнозами) цене (-~ 600 - 700 EURO/кВт номинальной мощности).

Определение прогнозной себестоимости электроэнергии ВЭУ и ВЭС в современной России проведено в работе в соответствии со схемой рос­сийского налогообложения и кредитной системы, а также с учетом воз­можных сценариев динамики инфляции.

Важнейшим при оценках себестоимости электроэнергии ВЭС явля­ется коэффициент использования номинальной мощности базовых ВЭУ ^инм> определяющий выработку энергии за сезон, год и, в конечном ито­ге, за ресурсный период.

В табл. 3.8 приведены результаты оценок себестоимости электро­энергии ВЭУ с реальными на 2007 - 2008 гг. вариантами удельных ка­питальных затрат на возведение ВЭУ (900 - 1000 EURO/кВт • ч) и по­казателями издержек на эксплуатацию и ремонт ВЭУ (О&М), харак­терных для современных больших ВЭС (с установленной мощностью 30-100 МВт) на базе ВЭУ единичной мощности 2-3 МВт.

Как видно из табл. 3.8, разные методики оценки себестоимости электро­энергии ВЭУ могут приводить к разным результатам. Так, при ее опреде­лении за рубежом, исходя из коммерческих соображений, фирмами-про - изводителями обычно не учитывается инфляционный фактор, в результа­те чего расчетная себестоимость электроэнергии ВЭС за рубежом может оказываться существенно заниженной (на 20 - 25%). Недоучет этого фак­тора, особенно в совокупности с необходимостью уплаты 18% - ного налога на добавленную стоимость при ввозе ВЭУ в Россию, может приводить к чрезмерно большим погрешностям (до 40% и более) при упрощенных оцен­ках себестоимости электроэнергии ВЭС в российских условиях.

ВЭУ мощностью 1 кВт, АГ11УМ. %:	15	20	25	30	35	40	45
Годовая выработка ВЭУ, кВт*ч	1314	1752	2190	2628	3066	3504	3942
Методика определения себестоимости энергии ВЭС	Удельные кап. затр., EURO/kBt	Себестоимость электроэнергии ВЭУ, EURO-цент/кВт'ч
Оценка по средним показателям	900	6,7	5,5	4,8	4,3	4,0	3,7	3,5
О&М за рубежом без инфляции	1000	7,0	5,8	5,0	4,5	4,1	3,9	3,6
Оценка по средним показателям	900	8,0	6,7	5,9	5,4	5,0	4,7	4,5
О&М за рубежом с инфляцией /0= 2%	1000	8,4	7,0	6,2	5,6	5,2	4,9	4,6
Оценка по средним показателям	900	8,5	7,2	6,4	5,8	5,5	5,2	5,0
О&М с НДС и инфля­цией /„ = 7.5%	1000	8,9	7,5	6,6	6,0	5,6	5,3	5,1
Расчет с учетом вре­менного хода	900	9,67	7,25	5,80	4,83	4,15	3,63	3.22
О&М за рубежом с инфляцией /0= 2%	1000	10,75	8,06	6,45	5,37	4.61	4,03	3,58
Расчет с учетом вре­менного хода	900	11,93	8,95	7,16	5,96	5,11	4,47	3,98
О&М в РФ с инфля­цией /о = 7.5%	1000	13,25	9,94	7,95	6,63	5,68	4,97	4,42

Таблица 3.8

Определение себестоимости электроэнергии ВЭУ при разных значениях Кинм и О&М

Из табл. 3.8 видно, что как за рубежом, так и в реальных российс­ких условиях себестоимость электроэнергии ВЭС существенно пада­ет с ростом К т, и при его значениях 30% становится ниже уровня 4,8 - 5,4 EURO-центов/кВт • ч в зарубежных и < 6,0 EURO-центов/ кВт • ч, или < 2,0 руб./кВт • ч. С учетом наличия в ряде регионов Рос­сии ВЭП, обеспечивающего работу ВЭУ с #инм >35%, себестоимость ветровой энергии, утилизированной современными ВЭУ, может со­ставлять менее 4,0 EURO-центов/кВт • ч, что заметно ниже уровня тарифов на электроэнергию, превышающих в энергодефицитных об­ластях России 6-7 EURO-центов/кВт *ч [87].

Одним из основных факторов повышения коэффициента использова­ния номинальной мощности ВЭУ является их подъем на большие высо­ты, которым соответствуют большие значения ветроэнергетического потенциала, то есть увеличение высоты их башен. Но данное увеличение приводит в российских условиях к весьма существенному росту капи-

тальных затрат на возведение ВЭС. Поэтому вопрос о выборе башен ВЭУ оптимальной высоты должен рассматриваться с учетом как техничес­кой и энергетической, так и экономической целесообразности.

Для примера в табл. 3.9 приведены данные о себестоимости электро­энергии ВЭУ Enercon Е 66 номинальной мощности 1,8 МВт, проведен­ных для разных значений коэффициента использования его номиналь­ной мощности и разной высоты башни, обусловливающей разную сто­имость ВЭУ [24].

Таблица 3.9

Зависимость себестоимости электроэнергии ВЭУ Enercon Е 66 номинальной
мощности 1,8 МВт от высоты его типовых башен

Высота башни ВЭУ. м	50	60	70	80	90	100
Удельная стоимость ВЭУ, EURO/kBt	901	886	894	925	981	1059
Дополнительные затраты. EURO/kBt	406	443	492	555	637	742
Эксплу атационные затраты. EURO/kBt	1050	1050	1050	1050	1050	1050
Кап. затраты + эксплуатация. EURO/kBt	2357	2379	2435	2531	2668	2851
Скорость ветра V(h), м	6,80	7.11	7,38	7.61	7.82	8.00
КиумВЭУ.%	22.5	24,9	26.8	28.5	30	31
Себестоимость электроэнергии. EU RO-центы/кВт • ч	6,18	5.18	4.93	4.86	4.81	4.82

Отсюда следует, что экономические показатели ВЭУ не всегда улуч­шаются с ростом высоты ее башни и могут быть улучшены выбором башни оптимальной высоты.

Как показано в ряде работ [24], указанное обстоятельство оказыва­ется особенно существенным в приморских зонах с преобладанием вет­ров морского типа и должно быть учтено при рассмотрении ветроэнер­гетических проектов на побережье Каспийского (Астраханская область) и Черного (Краснодарский край) морей.

Существенную роль в структуре себестоимости электроэнергии ВЭУ играет, как было отмечено выше, инфляционная составляющая, что подтверждается данными табл. 3.10, рассчитанными с учетом модели надежности ВЭУ для разных значений параметров инфляции в модели (3.3) при Jw = 2% для ВЭС с коэффициентом использования номиналь­ной мощности Ктт = 30%.

Вклад эксплуатационных затрат в себестоимость электроэнергии ВЭС за рубежом в настоящее время составляет около 25 - 33 %, что существенно ниже доли капитальных затрат при их возведении. Одна­ко в России, в силу высокого уровня инфляции, а также из-за отсут-

Таблица 3.10 Зависимость себестоимости электроэнергии ВЭС (ЭВЭУ) и ее эксплуатацион­ной составляющей (SO&M) в EURO-центах/кВт • ч от параметров / иКш модели инфляции (3.4) Стои­ мость ВЭУ, EURO/kBt /„ -* 2 4 6 8 10 Аехр 4 8вэу|§о&м 8вэу 1 Sq&m Sb3VISq&M $ВЭУ1So&M 8 вэу1So&m ЕиіЮ-цент/кВт*ч 1000 0,25 (7 и 20 лет) 5,69 1,87 5,99 2,17 6,33 2,51 6.73 2,91 7.19 3,37 900 0,25 (7 и 20 лет) 5,30 1.74 5,58 2,02 5,90 2.34 6,27 2,71 6,70 3,14 1000 0,35 (5 и 15 лет) 5,69 1,87 5.88 2,06 6,08 2.26 6,31 2,49 6,56 2.74 900 0.35 (5 и 15 лет) 5,30 1,74 5,48 1,92 5,67 2,11 5.88 2,32 6.11 2,55 1000 0.45 (4 и 11 лет) 5.69 1,87 5,82 2,00 5,96 2,14 6,11 2,29 6,27 2,45 900 0,45 (4 и 11 лет) 5,30 1,74 5,42 1,86 5,55 1,99 5,69 2,13 5,84 2,28 1000 0,55 (3 и 8 лет) 5,69 1,87 5,79 1,97 5,89 2,07 5,99 2,17 6,1 1 2,29 900 0,55 (3 и 8 лет)*) 5,30 1,74 5,40 1,84 5,49 1,93 5,58 2,02 5.69 2,13 (3 и 8 лет)*' — в скобках дано время спадания годового индекса инфляции в годах в 2,72 раза (левое число) и до мирового уровня /„ = 3 % (правое число)

ствия развитой ремонтной инфраструктуры, как это следует из прове­денных расчетов, эксплуатационная составляющая себестоимости элек­троэнергии ВЭС оказывается значительно больше и может доходить за счет инфляции до 40 - 50% [87].

Таким образом, инфляционная составляющая себестоимости элект­роэнергии ВЭУ может приводить к увеличению себестоимости электро­энергии ВЭУ на 15 - 20% и более, что оказывается существенным при принятии решений о целесообразности использования ВЭУ в районах с невысоким ветроэнергетическим потенциалом.

Другим существенным фактором, значительно увеличивающим стоимость капитальных и эксплуатационных затрат ВЭУ в российс­ких условиях, является привлечение к строительству ВЭС кредитных средств.

Важнейшей спецификой современных экономических условий в Рос­сии является высокая кредитная ставка, доходящая в настоящее время в разных банках для долговременных (более 10 лет) кредитов до 16 - 18% годовых и более (в рублевом выражении) и до 10 - 12 % и более (в долла­рах США и EURO).

Специфику современной российской кредитной системы и влияние кредитных ставок на возможности использования кредитов в ветроэнер­гетике поясняет рис. 3.9 [24]. График ежегодных значений прибылей с продаж электроэнергии (жирная кривая) получен в приведенном при­мере для случая бескредитного возведения ВЭС за вычетом всех налогов РФ для ВЭУ, работающей с коэффициентом использования номиналь­ной мощности Ккнм = 30%.

Рис. 3.9. Сравнение прибыли от продажи электроэнергии ВЭУ по цене 10 EURO-центов/кВт • ч (с учетом эксплуатационных затрат и инфляции 1п = 7,5%) с вычетами процентов по кредиту при разных кредитных ставках

При кредитном финансировании ежегодные значения прибылей с продаж электроэнергии уменьшаются на сумму выплаченных процен­тов по кредиту и его погашения.

Графики выплат процентов по кредиту с разной кредитной став­кой (4, 8, 12 и 16%) на рис. 3.9 получены в предположении выплаты процентов по кредиту из прибыли от продажи энергии по цене

3,5 руб./кВт • ч (10 EURO-центов/кВт • ч) с учетом ставок рефинанси­рования, соответствующих кредитным ставкам, при этом вся остав­шаяся чистая прибыль используется на погашение кредита.

Отметим, что цена продажи электроэнергии ВЭУ в рассмотренном примере соответствует зарубежному уровню, но весьма существенно за­вышена (на 20 - 50%) по сравнению с тарифами, действующими в на­стоящее время в большинстве регионов РФ.

Из рис. 3.8 видно, что при больших кредитных ставках (> 8 - 10%) проценты по кредиту, по крайней мере в первые 7-10 лет работы ВЭУ, превышают прибыль с продаж ее электроэнергии даже при льготных ценовых условиях ее продажи. При кредитных ставках, превышающих 12% (типичная ситуация в России на 2007 год), прибыли с продажи энер­гии оказывается недостаточно для выплаты обязательств по кредиту.

Влияние кредитного финансирования на экономику ВЭС проиллюст­рировано также на рис. 3.9 [24], на котором приведены графики накоп­ленной за 20 лет работы ВЭУ мегаваттной мощности (при Ктш = 30%) удельной (на кВт номинальной мощности) чистой прибыли от продажи электроэнергии ВЭУ по ценам 7 EURO/kBt • ч и 10 EURO/кВт • ч в зави­симости от доли кредита в капитальных затратах на ВЭУ при разных кредитных ставках с учетом динамики инфляции по модели (3.4) с на­чальной инфляцией 1о= 7,5%.

В приведенном на рис. 3.10 случае, удельные капитальные затраты на возведение ВЭС составляют 1580 EURO/kBt • ч, которые покрывают­ся либо из собственных средств, либо частично за счет привлечения кре­дита с разными кредитными ставками.

10 15 20 25 30

О 10 20 30 40 50

а б Рис. 3.10. Зависимость накопленной за 20 лет работы ВЭУ мегаваттной мощ­ности удельной (на 1 кВт номинальной мощности) чистой прибыли от прода­жи электроэнергии ВЭУ по ценам 7 EURO/kBt • ч (а) и 10 EURO/kBt • ч (б) от доли кредита в капитальных затратах на ВЭУ при разных кредитных ставках (■Кинм “ 30% > начальная инфляция 1о = 7,5 %)

При частичном использовании кредита с увеличением его доли вклад собственных средств инвестора в покрытие капитальных затрат при воз­ведении ВЭС линейно уменьшается (жирная прямая). В приведенном примере подразумевалось, что вся выработанная энергия ВЭУ, рассчи­танная в соответствии с развитыми моделями технических простоев, эксплуатационных затрат, инфляции, продается по цене 7 и 10 EURO - центов за 1 кВт • ч.

Налоги с выручки от продажи электроэнергии ВЭУ выплачиваются с учетом производственных затрат и аммортизации ВЭУ, срок которой считается равным 10 годам. Выплата процентов по кредиту производит­ся из прибыли с учетом ставок рефинансирования, соответствующих кредитным ставкам, вся оставшаяся чистая прибыль используется на погашение кредита.

Методические исследования с помощью использованной модели кре­дитования при возведении ВЭС и погашения кредита позволили выя­вить следующие особенности.

Для привлечения инструмента кредитования для реализуемых в Рос­сии ветроэнергетических проектов в настоящее время существуют ог­раничения в виде высоких ставок по кредиту, при которых при низких закупочных ценах на электроэнергию прибыли от продаж энергии ВЭС не покрывают даже проценты по кредиту.

В связи с этим существует предельная доля кредитного финансиро­вания от суммарных капитальных вложений при возведении ВЭС, за­висящая от цены продажи энергии. При закупочных ценах на уровне действующих в настоящее время в России тарифов на электроэнергию привлечение кредитов с кредитной ставкой выше 10-12% даже в объе­ме 10 - 20% делает проект инвестиционно непривлекательным.

Обслуживание даже весьма льготного в настоящее время для Рос­сии кредита, взятого в полном объеме (100% от капитальных затрат на строительство ВЭС) на период до 20 лет под 5 - 6% годовых в EURO, в 1,5 - 1,8 раз увеличивает затраты на покупку, строительство и со­держание ВЭС в российских условиях по сравнению с бескредитным ее финансированием.

Полученные в методических расчетах данной работы оценки себесто­имости электроэнергии ВЭС позволяют сделать следующие выводы:

1. Удельные (рассчитанные на 1 кВт установленной мощности ВЭС) составляющие себестоимости и себестоимость электроэнергии ВЭУ в целом существенно зависят от коэффициента использования ее номи­нальной мощности #инм, уменьшаясь с его ростом до значений при #инм = 30% до 5,6 - 6,3 EURO-центов/кВт • ч, или до 1,90 - 2,10 руб./кВт • ч.

2. В современных российских условиях доля расходов на эксплуа­тацию и ремонт ВЭС в себестоимости производимой ими электроэнер­гии в силу высокого уровня инфляции оказываются существенно выше, чем за рубежом, что приводит к увеличению себестоимости электро­энергии ВЭС на 15 - 20% и более по сравнению с соответствующими зарубежными показателями.

3. Кредитная составляющая даже при весьма льготном для современ­ной России долгосрочном кредитовании (< 8% годовых в EURO) суще­ственно увеличивает (вплоть до удвоения) себестоимость электроэнер-

-ии ВЭС, повышая ее по сравнению с бескредитным финансированием іаже в районах с высоким ВЭП (#инм * 30%) до значений > 8,0 - ?.5 EURO-центов/кВт • ч.

Оценки сроков окупаемости ВЭУ в разных регионах России

Оценка окупаемости сетевых ВЭС проводилась в работе двумя спо - гобами.

Первый основывается на данных о существующих тарифах на элект­роэнергию в регионе и прогнозе их долгосрочного роста в достаточно от­даленном будущем (порядка 10 лет и более). Точность оценки окупаемос­ти ВЭС данным способом определяется точностью долгосрочного (на :рок — ресурса ВЭУ) прогноза тарифов, зависящих от себестоимости :-лектроэнергии, вырабатываемых разными спообами в разных регионах, = также от социально-политических и экономических факторов, трудно поддающихся долгосрочному прогнозированию. Поэтому оценки окупа­емости ВЭС данным способом должны осуществляться с помощью пара­метрически заданных вариантных моделей с предоставлением пользова­телю права экспертного суждения об их достоверности.

Второй способ основывается на оценке экономии топлива, замещен­ного при использовании ВЭС. Оценка окупаемости сетевых ВЭС на ос­нове долгосрочного прогноза динамики тарифов на электроэнергию, инфляции и цен на покупку электроэнергии, вырабатываемой дан­ной ВЭС, реализована в работе в соответствии с методикой, алгорит­мами и формулами, описанными в начале Главы 3 в следующей пос­ледовательности :

1) с использованием моделей инфляции, моделей вероятностей отка­за ВЭУ и условий погашения кредита, определяются по отдельным го­дам и накопленным на конец N-го года расходам на сооружение, содер­жание и ремонт ВЭС;

2) с использованием модели многолетней динамики закупочных цен на энергию, вырабатываемую ВЭС, определяются по отдельным годам и накопленным на конец п-го года доходам от продаж электрической энер­гии, вырабатываемой ВЭС с коэффициентом использования номиналь­ной или установленной мощности Ктт

Расчет окупаемости ВЭС в российских условиях в настоящее время имеет специфику, связанную, с одной стороны, с низкими (по сравне­нию с европейскими) тарифами на отпускаемую как предприятиям, так и частному сектору электрическую и тепловую энергии как в отдельных регионах, так и в стране в целом, а, с другой стороны, высокими темпа­ми их роста в последние 10 лет.

При этом, в последнее время тарифы на энергию в России росли быс­трее официальной инфляции, и эта тенденция, по-видимому, сохранит­ся в ближайшее время.

Предельный рост тарифов в российских условиях ограничен их вкла­дом в общий рост цен. Например, заявленный на 2008 год рост тарифов на электроэнергию повлечет ускорение темпов инфляции на 10 — 15 %. В долгосрочном сценарии рыночного (конкурентного) развития эконо­мики РФ рост тарифов ограничен уровнем мировых цен на энергоноси­тели и энергию.

Данное соображение иллюстрируют графики долгосрочного прогноза осредненных по странам тарифов на электроэнергию на рис. 3.11 [24].

Рис. 3.11. Долгосрочный прогноз тарифов на электроэнергию в России и странах ЕС

Графики получены для стран Запада для условий с постоянным по годам индексом инфляции /о = 2,7% и своевременной замены отрабо­тавших ресурс мощностей и для России с учетом нарастания вероятнос­ти отказов объединенной энергосистемы (в результате большой изношен­ности ее ресурса в среднем) и экспоненциального роста инфляции при 1о = 7,5 % (в соответствии с официальным прогнозом Минэкономразвития РФ на 2007 год) для оптимистичного и пессимистичного сценария об­новления энергосистемы, зависящего от уровня инвестиций в энергети­ку. Линейный рост тарифов в странах ЕС обусловлен стабильностью и сбалансированностью экономики и постоянным и своевременным обнов­лением (3 - 5% в год) энергетических мощностей.

В большинстве областей и регионов РФ основным производителем элек­троэнергии для объединенной электросети являются ТЭЦ (до 50% энер­гетических мощностей России), работающие на угле, газе или мазуте, за счет экономии которых при использовании ВЭС и осуществляется окупа­емость последних. Достаточно точный долгосрочный прогноз цен на уг­леводородное топливо также практически не возможен, однако, по срав­нению с прогнозом тарифов (для которых цена на нефть является лишь одной из составляющих), он представляется более реализуемым.

В районах децентрализованного энергоснабжения основным источ­ником электроэнергии являются ДЭС, работающие на дизтопливе. Ис­ходными для расчетов вторым способом являются данные об эксплуата­ционных издержках на ТЭЦ и ДЭС на 1 кВт • ч вырабатываемой ими энер­гии, современные цены на мазут и дизтопливо и прогноз эксплуатаци­онных издержек на ТЭЦ и ДЭС и цен на органическое топливо (прогноз себестоимости 1 кВт • ч электроэнергии ТЭЦ) на период порядка ресурса ВЭУ (= 20 лет).

Оценка окупаемости ВЭС на основе прогноза тарифов и цен
на покупку вырабатываемой ими электроэнергии

Отличительной особенностью современной энергетики России явля­ется накопленное устаревание энергетической системы страны в сред­нем за последние 15 лет (со скоростью 3 - 5% в год), на протяжении ко­торых практически не происходило ее обновления, в результате чего средний износ энергетических мощностей приближается к критическо­му уровню 70 - 75 % от ресурсного, за которым следует резкое (экспо­ненциальное) нарастание отказов.

Оптимистичный сценарий для России (умеренный рост энергетичес­ких тарифов) реализуется при неотложном начале (в ближайшие 2-3 года) активного (5-7% в год) обновления энергетических мощностей России при низком уровне привлечения кредиторов и инвесторов, то есть в основном на средства энергетических компаний и госбюджета.

Пессимистичный сценарий разыгрывается при медленном (< 3%) обновлении энергосистемы страны, при котором при достижении ею критического износа (~ 75 — 80% от ресурса) возникает необходимость крупномасштабных срочных и непрогнозируемых вложений в ремонт­но-восстановительные работы энергетических мощностей по более до­рогим ценам, обусловленным многолетней инфляцией.

Влияние 7ГИ|Ш на баланс расходов - доходов и окупаемость ВЭС при­ведено на рис. 3.12 [24]. При больших значениях #И1Ш (> 30%) за счет выработки и продажи большего количества электроэнергии ВЭС стано­вится окупаемой. Поэтому установка ВЭС в местах с высоким ветроэнер­гетическим потенциалом является принципиально важной для дости­жения их экономической эффективности.

Без государственной поддержки отечественных ВИЭ закупочные цены на энергию ВЭС как в отдельных регионах, так и в целом по стране, будут ниже тарифов на электроэнергию, и графики роста закупочных цен на энергию ВЭС на рис. 3.13 пойдут ниже графиков прогноза тарифов на 10 - 20% .

Представление об оценках «снизу» (в лучшем для использования ВЭС случае) и «сверху» окупаемости ВЭС для разных реально существую­щих на 2006 - 2007 годы в России тарифов, при отсутствии государствен­ной поддержки ветроэнергетики, дает рис. 3.10, на котором приведены

Рис. 3.12. Зависимость баланса расходов - доходов ВЭС от Кинм при закупочных ценах на электроэнергию 6,0 EURO/kBt • ч

—о— тариф 3 Euro-цента/кВтч, граница “сверху" —о— тариф 5 Euro-цента,'кВтч, граница “сверху" ' —й— тариф 7 Euro-цента/кВтч, граница “сверху" - - о - - - тариф 3 Euro-цента/кВтч, граница “снизу" • - о - - - тариф 5 Euro-цента/кВтч, граница “снизу" - - Д - •• тариф 7 Euro-цента/кВтч, граница “снизу"

:ти ВЭУ, 35 40 45 50

Рис. 3.13. Зависимость окупаемости (в годах), построенной без кредита (слева)
и с кредитом (справа) ВЭС от коэффициента использования ее номинальной
мощности (в %) при разных тарифах и ценах продаж их электроэнергии,
равных 120 % от тарифов

графики зависимости окупаемости ВЭС (в годах) при построенной без привлечения и с привлечением кредита ВЭС от коэффициента исполь­зования ее номинальной мощности (в %) при разных тарифах и ценах продаж их электроэнергии.

При отсутствии экономической поддержки государства в экономичес­ких условиях современной России окупаемость ВЭС в лучшем случае может достигаться за период 12-15 лет при значениях коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ #инм > 30% .

При наличии даже небольшой и необременительной для экономи­ки страны финансовой государственной поддержки государства (20% к тарифам 6-7 EURO-центов/кВт • ч) окупаемость проектов ВЭС во многих регионах России может составлять менее 9-7 лет при значе­ниях коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ ЯИ11М>25 - 30%.

Отметим, что точность полученных оценок увеличивается с ростом коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ и тари­фов и составляет * 15 - 20 % при #инм > 25% и тарифах > 6 EURO - центов/кВт • ч.