Экономика ВИЭ. Издание 2-е, переработанное и дополненное

– основное оборудование;

– вспомогательное оборудование;

– строительно-монтажные работы;

– подготовка строительной площадки;

– затраты на управление проектом;

– затраты на проектирование и пуско—наладочные работы;

– транспортные расходы;

– налоги и таможенные платежи, возникающие при строительстве;

– иные расходы.

При попытке структурирования информации о затратах, приведённой в различных зарубежных и российских материалах, представленных в Приложении 1, проявилась описанная выше проблема классификации затрат (отнесения к той или иной статье) с учетом ограниченности первичных данных – большинство затратных статей в указанных материалах не обособлено, а механизмов, позволяющих их выделить, не приведено.

В связи с этим представляется возможным выбор наиболее полного отчета в качестве референтного и применение соответствующих долей статей расходов для оценки величин указанных затратных статей в составе совокупных затрат инвестиционного характера, представленных в прочих материалах.

Рассмотрим указанный метод на абстрактном примере. Пусть, в нашем распоряжении имеется два отчёта, один из которых содержит только значение суммарных капитальных затрат, а второй – данные в разрезе статей (Таблица 8 ниже).

Соответственно структура затрат в отчёте 1 в долевом исчислении:

После распространения долевой структуры отчёта 1 на второй отчёт получаем следующие данные о величинах соответствующих статей затрат во втором отчете:

Вопрос, который возникает при таком действии: насколько оправдано такое распределение затрат по элементам для проектов, рассматриваемых в отчёте 2?

В составе эксплуатационных расходов генерирующих станций обычно выделяются следующие статьи затрат:

– ремонт основного оборудования;

– ремонт вспомогательного оборудования, зданий, сооружений и инфраструктурных объектов;

– затраты на персонал;

– налоги и сборы, за исключением налога на имущество организаций;

– налог на имущество организаций;

– затраты на обеспечение безопасности генерирующего объекта;

– затраты на страхование гражданской ответственности и имущественных рисков;

– затраты на сервисное обслуживание генерирующего объекта ВИЭ;

– прочие административные платежи;

– иные расходы.

Помимо означенной выше проблемы недостатка подтверждённых структурированных первичных данных, проявляются и иные трудности, частично связанные с характерными особенностями затрат на эксплуатацию:

– сложно унифицируемые ремонтные программы – даже в рамках одной технологии различное оборудование предполагает существенно разные затраты и способы отражения данных затрат, например, сервисное обслуживание, предусматривающее в том числе плановые ремонты, зачастую оформляется отдельным договором с включением большей части расходов в состав капитальных затрат;

– уровень затрат на персонал также зависит от политики конкретной компании, при этом в составе данных издержек могут в той или иной степени учитываться расходы на обучение персонала;

– необходимость страхования тех или иных рисков и (или) ответственности, а также обоснованность расходов на страхование;

– вопросы экономической обоснованности (необходимости и достаточности) соответствующих затрат.

Также существует проблема учёта скрытых коммерческих условий реализации поставок генерирующего оборудования и его последующего сервиса и ремонта. Например, датская компания Вестас – крупнейший производитель ветроагрегатов в мире, используют следующую классификацию своих контрактов.

1. «только поставка» («supply only»), который включает в себя условие поставки основного оборудования, его наладку и сдачу в эксплуатацию,

2. «поставка и установка» («supply-and-installation»), который в дополнение к первому набору сервисов включает также возведение ветроагрегатов,

3. «контракт на поставку „под ключ“» («EPC/Turnkey»), который уже включает все остальные общестроительные (фундаменты, дороги и проч.) монтажные и электромонтажные работы по вспомогательному оборудованию.

Как сообщал сам Вестас в 2011 г.[60 - Vestas. Full year 2010 and guidance for 2011: Operating in a market in recovery. Презентация по поводу представления годового отчёта компании за 2010 г.] половину его контрактов за 2010 г. в мире составили контракты типа «только поставка», что означает, что работы по монтажу, основного и вспомогательного оборудования ВЭС выполнялись другими подрядчиками. На рынке США по данным[61 - Bolinger, М., Wiser, R. Understanding Trends in Wind Turbine Prices Over the Past Decade.-Lawrence Berkeley National Laboratory, October 2011, стр. 4.] уже большинство контрактов Вестас были такого типа. Конечно, это связано с высокой степенью развитости американского рынка ветроэнергетики и присутствием на нём крупных инжиниринговых компаний с соответствующим опытом в ветроэнергетике. Исходя из других данных, приведённых Фондом новой энергетики Bloomberg (Bloomberg NEF)[62 - Bloomberg New Energy Finance. US wind energy services; increased competition in an expanding market. January 4, 2011.], а также[63 - Fowler, Andrew. «Trends in Wind Power Prices, B.O.P., and Turbine Costs.» WINDPOWER 2008. Houston, Texas, June 2, 2008.] большинство контрактов на поставку ветроагрегатов на американском рынке сопровождается выполнением большинства работ сторонними подрядчиками, исходя из структуры рынка таких услуг в США и его объёма. При этом контрактная цена на ветроагрегат будет включать или, наоборот, не будет включать эти затраты по монтажу оборудования ВЭС. Тогда сравнение цен ветроагрегатов разных по условиям контракта будет очевидно несопоставимым. Проблема при этом состоит в том, что часть аналитики не знают об этих особенностях коммерческих условий контракта.

Есть и другие факторы, влияющие, с одной стороны, на величину стоимости контракта, а с другой, вуалирующие справедливость заявляемых оценок. Следует отметить, что сделанные выводы относительно исходных данных по затратам на ВЭС справедливы и в отношении остальных станций на основе ВИЭ. Подробнее результаты анализа затрат на строительство и эксплуатацию генерирующих объектов на основе ВИЭ представлены в Разделе 5.4. далее.

4.2.3. Ценовые параметры прогнозов

При расчёте стоимостных последствий реализации того или оного сценария развития возобновляемой энергетики в России необходимо учитывать прогнозы изменения цен на электроэнергию и мощность, т.к. рыночная цена на электроэнергию на оптовом рынке и тарифы в рознице будут определять величину части выручки генерирующих объектов на основе ВИЭ в России.

С января 2011 г. электроэнергия (мощность) поставляется на оптовый рынок по свободным ценам. Это касается первой и второй ценовых зон оптового рынка (краткое описание российского электроэнергетического рынка приведено в Приложении 2). Цены на рынке определяются в режиме работы спотового рынка на основе баланса предложения и спроса на электроэнергию (подробнее см. раздел 4.2.4. далее).

При расчётах стоимостных предпосылок и последствий различных вариантов сценарных условий развития возобновляемой энергетики нами был использован ценовой прогноз, приведённый в Таблице 9[64 - Данные АПБЭ: Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 г., утвержденные Минэнерго России в 2011 г.]. Для справки также приводим последние опубликованные прогнозы того же Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике по среднеотпускным ценам для конечных потребителей (Таблица 10).[65 - Данные АПБЭ: Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 г., утвержденные Минэнерго России в 2011 г.] Мы приводим эту Таблицу 9 с прогнозными индикаторами в том виде, в каком она была использована в прогнозе. Очевидно, что с тех пор она должна была бы быть изменена, если бы использовалась для нового прогноза сейчас, но для точности описания условий мы не считаем необходимым давать изменённую таблицу ценового прогноза, хотя и «более правильную».

Для примера необходимости уточнения прогноза цен на Рисунке 16 ниже приведён график колебания цен в первой ценовой зоне РСВ с 2007 по 2013 гг.

Рисунок 16. Цены в 1 ценовой зоне 2007—13 гг., руб./МВт·ч

Источник: данные НП АТС

4.2.4. Сроки реализации проектов генерации на основе ВИЭ

При расчётах стоимостных последствий реализации проектов генерации на основе ВИЭ необходимо учитывать их сроки, периоды завершения которых и пропорции разделения затрат по годам строительства предопределяют их денежные потоки на начальном этапе реализации проектов. Нами были приняты следующие сроки строительства соответствующих объектов генерации по технологиям:

1. станции на основе биомассы – 1 год

2. станции на основе биогаза (с/х и пром. отходы – 1 год

3. малые ГЭС до 1 МВт – 2 года

4. малые ГЭС от 1 до 5 МВт – 3 года