Экономика ВИЭ. Издание 2-е, переработанное и дополненное

с наименьшими затратами, т. е. решить проблему оптимизации:

Max {V

}

при условии, что:

V

? минимальный целевой уровень проникновения технологии t

TC ? верхняя граница итоговых затрат

Сводные результаты расчётов по всем пяти сценариям приведены в Таблице 13. Результаты моделирования представляются в разрезе всех трёх видов поддержки: фиксированный тариф на энергию ВИЭ, фиксированная надбавка к рыночной цене и ежемесячная плата за мощность. С экономической точки зрения величины маржинальных общественных затрат на производство электрической энергии на основе ВИЭ представляют только последние две формы выплат. Несмотря на различие формы, по своей суммарной величине за весь годовой период они равны, поэтому в самой таблице приведена только величина надбавки. Такие же годовые результаты получены и для величины платы за мощность.

Несколько особняком стоят полученные результаты моделирования по Cценариям 4 и 5. В условиях установленного, как было описано выше, стоимостного ограничения в размере, примерно, 457 млрд рублей доля электроэнергии на основе ВИЭ может составить от 22,1 до 25,6% общего объёма потребления к 2020 г., не считая больших ГЭС, которые могут добавить ещё 15—17 процентных пунктов, доведя суммарную долю электроэнергии на основе ВИЭ до 37—50% итогового национального баланса потребления. Очевидный вывод из приведённых цифр состоит в существенно меньшей величине средств общества, необходимой для поддержки развития возобновляемой энергетики в рамках установленных долгосрочных целей на 2020 г.

Необходимость введения дополнительного условия в виде минимального уровня производства энергии по всем технологиям генерации в Сценарии 5 было вызвано результатами расчётов по Сценарию 4, по результатам которого полностью «выпали» станции на основе фотопреобразования энергии солнца (т.н. фотовольтаика) и почти вся биогазовая генерация, кроме использования газа со свалок. Это стало результатом отбора технологий и объёмов генерации из общего числа рассматриваемых по чисто экономическим показателям.

Представляет интерес также и возможное распределение мощностей и генерации ВИЭ по территории страны при сценарном планировании, что может иметь важное значение для дальнейшей оценки последствий развития возобновляемой энергетики для страны в целом. В связи с этим нами использовались следующие пропорции распределения объёмов выработки энергии по зонам и частям оптового рынка и территории страны.

Ценовые зоны оптового рынка (1-ая и 2-ая зоны вместе) – 84%

Неценовые зоны оптового рынка – 12%

Технологически изолированные территориальные энергосистемы – 4%.

Такое предлагаемое распределение носит, конечно, условный характер, т.к. распределение некоторых из ресурсов ВИЭ изначально неравномерно по территории страны. В первую очередь, это касается ресурсов геотермальной энергетики и солнечной. Геотермальные высокотемпературные ресурсы в основном сосредоточены в регионе Дальнего Востока: Камчатский край и о. Сахалин, где и предполагается основное развитие этого типа энергетики.

Солнечная энергетика сильно зависит от уровня инсоляции (прихода солнечной энергии на поверхность земли) на конкретной территории. Поэтому некоторые из зон территории страны мало предрасположены к её развитию (Таблица 12). То же можно сказать и о ресурсах ветра, которые также размещены неравномерно по территории страны, и о ресурсах гидроэнергетики.

Проведённое в период 2009—2010 гг. моделирование на основе пяти возможных сценариев развития возобновляемой энергетики в России, результаты которого были приведены в таблицах 9—12 выше, позволили нам сделать следующие общие выводы.

1. Приведённые на тот период долгосрочные планы развития возобновляемой энергетики на основе использования технологий: малая гидрогенерация, использование биомассы, геотермальная генерация и приливная имеют достаточно обоснованные перспективы с точки зрения созданной базы и накопленного опыта эксплуатации таких станций в рамках рассмотренных сценариев развития этой энергетики. Создание приливной станции «Северная» мощностью 12 МВт в Мурманской обл. должно было стать необходимым шагом для развития в направлении строительства более мощных приливных станций на базе современных технологий, которые будут отработаны на Северной ПЭС.

2. Планы развития возобновляемой энергетики на основе использования технологий: ветрогенерации и солнечной энергии на основе фотопреобразования представляются более рискованными с тем уровнем индикаторов долгосрочных целей развития, которые определены Постановлением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. №1-р «Об утверждении Основных направлений государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года».

3. Структура долей различных технологий в рамках реалистичного сценария на 2020 г. в России приблизительно повторяет глобальную структуру генерации на основе ВИЭ в 2008 г. Исключение может составить доля МГЭС – больше мировой в 1,5 раза и доля солнечной энергии – выше достигнутой в мире в 4 раза. Более высокая доля выработки от малых ГЭС имеет своей причиной существенно более высокий уровень потенциала рек в стране и, соответственно, потенциала малой гидроэнергетики. Существенно более высокая доля солнечной энергетики в России объяснялась практически одинаковым по времени стартом в развитии солнечной и остальных технологий генерации на основе ВИЭ. В то время как в остальном мире имелся существенный разрыв по времени начала процессов интенсивного развития солнечной энергетики и всей остальной, в первую очередь, ветроэнергетики как основного поставщика объёмов установленной мощности и объёмов выработки на протяжении последних 20 лет развития энергетики ВИЭ в мире.

4. Несколько меньшая доля геотермальной энергетики в России к 2020 г., чем в остальном мире может объясняться пока ещё незаконченными работами по переходу к промышленному производству оборудования генерации на основе бинарного цикла, которое позволит не только повысить результативность работы станций на высокотемпературном природном теплоносителе (как на Камчатке), но и вовлечь в промышленную эксплуатацию запасы низкопотенциального тепла месторождений Краснодарского края, Калининградской обл. и др. территорий.

5. Существенно более высокая доля ветрогенерации к 2020 г. по оптимистичному сценарию развития (практически, ? общего объёма производства), во-первых, отражает общемировую тенденцию ускорения прироста установленной мощности ВЭС по сравнению с другими технологиями и, во-вторых, является подтверждением того заключения, что в России иного способа быстро нарастить мощности возобновляемой энергетики к 2020 г., кроме как за счёт ВЭС – невозможно. Именно электростанции на основе ветра и солнечная энергетика имеют самый короткий инвестиционный цикл и возможность строительства одновременно многих станций, мощности каждой из которых будут измеряться десятками, а то и сотнями (применительно к ветростанциям) мегаватт.

6. При неизменных основных условиях сценариев (не менялись базовые технические, технологические и финансово-экономические условия моделирования) были получены весьма различные результаты моделирования по параметрам общего объёма производства энергии на основе ВИЭ, его технологической структуры и маржинальной стоимости. Полученные в Сценариях 4 и 5 индикаторы объёма производства энергии на основе ВИЭ – 336,8 и 335,9 млрд кВт•ч, намного превышают долгосрочные целевые ориентиры правительства.

7. Планировавшиеся объёмы производства в Сценариях 1—3 «стОят» обществу намного меньше потолка, рассматриваемого Министерством экономического развития России и использованного в качестве предельного значения суммы затрат в Сценариях 4 и 5.

8. Величина суммарных затрат сильно зависит от структуры генерации и уровня развития солнечной энергетики. Поэтому при принятии решения о фронтальном развитии всех технологий возобновляемой энергетики тогда было рекомендовано вопросы развития солнечной энергетики рассматривать отдельно.

9. Требуется обновление оценки потенциала ресурсов ВИЭ в России в связи с быстрым обновлением технологической базы возобновляемой энергетики и повышением эффективности производства этой энергии. Оценка потенциала в региональном и видовом разрезе позволит и правительству и инвесторам рациональнее планировать развитие генерирующей базы возобновляемой энергетики.

10. Стоимость присоединения и его условия могут существенно изменить картину по проектам. В моделировании эти затраты не учитывались в силу имеющегося законодательного положения, предусматривающего компенсацию этих затрат для части генераторов на основе ВИЭ (мощностью до 25 МВт).

11. Первоначальный набор технологий генерации для целей проведения моделирования и оценки уровня экономической поддержки ВИЭ исключил технологии геотермальной и приливной энергетики, в первую очередь, из-за отсутствия полного набора необходимых стоимостных индикаторов. В этой связи было предложено проведение нового раунда моделирования с добавлением геотермальной и приливной технологий в случае получения соответствующих исходных данных.

12. Результаты проведенного исследования не выявили существенных преимуществ схемы поддержки ВИЭ с использованием инструментов рынка мощности по сравнению с другими рассмотренными альтернативами. С экономической точки зрения использование надбавки к цене не имеет принципиального отличия от использования ежемесячной платы за мощность, т.к. в основе расчётов исходных величин компенсации либо на основе надбавки к цене, либо на основе платы за мощность лежат одни и те же стоимостные показатели, их индикаторы и условия моделирования.

Общий вывод по результатам тогдашнего анализа состоит в следующем: установленные долгосрочные индикаторы развития возобновляемой энергетики в России представляют собой достаточно оптимистичные по объёму планы.

4.3.2. История разработки сценариев развития возобновляемой энергетики в России в 2012—2013 годах

Следующим формальным решением правительства, установившим долгосрочные индикаторы развития возобновляемой энергетики в России стало принятое через четыре с лишним года после упоминавшегося распоряжения №1-р 2009 года новое распоряжение Правительства России от 28 мая 2013 г. №861-р, определившее перспективы производства энергии на основе ВИЭ до 2020 г. в объёме 11.586 млн кВт·ч электроэнергии и объём суммарной установленной мощности этой генерации 5871 МВт. У индикаторов нового распоряжения 2013 года есть два принципиальных отличия: во-первых, в цифрах Распоряжения была введена разбивка только по трём технологиям: малые ГЭС, ветростанции и солнечные электростанции на основе фотоэлектрического преобразования. Остальные технологии в составе упомянутых в документе технологий генерации электроэнергии на основе ВИЭ отсутствовали. Во-вторых, это более позднее распоряжение установило новый уровень индикатора суммарного производства возобновляемой энергии, который в 5—6 раз ниже планового индикатора объёма производства этой энергии из Распоряжения №1-р от января 2009 г. Основной причиной такого нового положения дел стала новая концепция развития возобновляемой энергетики, положенная в основу решений Распоряжения Правительства России от 28 мая 2013 г. N 861-р, а также тот факт, что решение принималось существенно позднее и до той же временной границы 2020 г. осталось меньше лет для реализации планов развития ВИЭ. Эту новую по сравнению с 2009 г. концепцию характеризуют следующие основные положения, в явной или не очень очевидной форме составляющие содержание и основные посылы данного распоряжения.

1. Поддержкой со стороны государства (фактически, со стороны общества, а не государства) должно пользоваться не вообще производство энергии на основе ВИЭ, а, во-первых, производство электрической энергии и, во-вторых, не выше уровня общественно значимых затрат, универсальным критерием которых является рынок, а в нашем случае – энергетический рынок.

2. Создание системы поддержки развития возобновляемой энергетики в стране должно происходить в рамках электроэнергетического рынка и с учётом его правил. А так как рынок электроэнергии в стране фрагментарен, делится на оптовый и розничный, и часть страны не входит в состав территории действия правил оптового энергетического рынка, то и правила этой поддержки могут быть и станут различными для этих различных территорий и частей энергорынка.

3. Поддержка ВИЭ будет осуществляться не на основе фиксированной надбавки к цене электроэнергии на рынке, а на основе ежемесячной платы за мощность, выплачиваемой генераторам – участникам оптового рынка помимо их выручки с рынка РСВ. Плата за мощность выплачивается на основании специального договора предоставления мощности ВИЭ (ДПМ ВИЭ), который включает несколько дополнительных обязательств со стороны генерирующего объекта на основе ВИЭ.[67 - Подробнее эта схема поддержки ВИЭ будет рассмотрена нами позже в разделе 7]

4. В первую очередь «заслуживает» поддержки та часть возобновляемой энергетики в стране, развитие которой приведёт к развитию также и промышленности по производству основного и вспомогательного оборудования для неё. Именно эта причина лежит в основе решения о включении в число принципиально важных требования удовлетворения критерию локализации производства оборудования, использованного при строительстве объектов генерации на основе ВИЭ, рассчитывающих на получение такой поддержки со стороны общества.

5. Правительство должно контролировать объёмы и темпы развития возобновляемой энергетики в стране, чтобы оптимизировать суммарные затраты общества на её развитие.

6. Для снижения общественно значимых затрат на развитие возобновляемой энергетики в стране отбор проектов должен происходить на конкурсной основе, при которой побеждает тот проект генерации на основе ВИЭ, который обеспечивает наименьший уровень суммарных капитальных затрат, включая стоимость технологического присоединения.

При обсуждении вопросов развития ВИЭ и условий этого развития экспертным сообществом и правительством в лице его отраслевых органов обсуждались три основных аспекта проблемы:

• каков уровень предельных капитальных и эксплуатационных затрат станций на основе ВИЭ можно будет принять как экономически и социально оправданный?

• каков должен быть объём вводов мощности генерации в России, чтобы, с одной стороны, оставить общие затраты общества на поддержку на социально приемлемом уровне, а с другой стороны, обеспечить формирование отраслевого рынка возобновляемой энергетики такого размера, чтобы быть интересным для поставщиков оборудования на него с точки зрения развития локального производства оборудования?

• каковы объёмы дополнительных затрат общества, необходимые для развития возобновляемой энергетики по тому или иному сценарию?

К началу 2013 года уровень предельных значений индикаторов общественно значимых затрат на строительство и эксплуатацию генерирующих объектов ВИЭ в стране был более или менее согласован с экспертным сообществом и правительственными экспертами и обсуждение вопроса перешло в плоскость обсуждения того или иного объёмного сценария развития возобновляемой энергетики. Таким образом, «на столе» имелось два новых основных сценария развития[68 - Рассмотренные ранее пять сценариев развития возобновляемой энергетики в стране на данном этапе уже не использовались при анализе]. Первый из этих сценариев предполагал ввод примерно 11 ГВт мощности[69 - Без учёта возможного ввода мощностей на розничном рынке генерации] (Таблица 15), что могло бы обеспечить решение задачи роста производства электроэнергии на основе ВИЭ до 2,5% в балансе, как и предусматривалось решениями правительства 2009 года. Второй сценарий предусматривал ввод примерно 6 ГВт установленной мощности генерации ВИЭ, но уже только по трём технологиям (Таблица 16), что было признано в качестве минимального уровня развития рынка возобновляемой энергетики к 2020 г., необходимого для обоснования развития локального производства основного и вспомогательного оборудования станций.

В варианте Сценария 2 (Таблица 16), принятом в конечном итоге в распоряжении Правительства РФ от 28.05.2013 №861-р вместо пяти технологий осталось только три: ветрогенерация, солнечная энергетика на основе фотопреобразования и малые ГЭС. Генерация на основе ВИЭ с использованием биомассы и биогаза была исключена по критерию малого вклада этих видов генерации в решение конечной задачи развития местного производства оборудования для генерирующих объектов. Кроме того, следует иметь в виду, что меры поддержки не распространялись на генерирующие объекты установленной мощностью меньше 5 МВт, которые не могут участвовать в работе оптового рынка электроэнергии и мощности.

Кроме снижения общих объёмов генерации к 2020 г. на 900 МВт за счёт исключения генерации на основе ВИЭ с использованием биомассы и биогаза другие виды генерации тоже были «обрезаны» с целью существенного уменьшения объёмов мощности и генерируемой электроэнергии для снижения общего уровня затрат общества на поддержку возобновляемой энергетики в стране. И в дальнейшем обсуждение вариантов сценарного развития шло преимущественно вокруг индикаторов суммарной стоимости поддержки развития возобновляемой энергетики в рамках тех или иных объёмов ввода мощностей по технологиям и объёмов генерации электроэнергии на них.

В результате применения выше названных критериев в рамках правительственных решений были разработаны индикаторы и требования к процессу, повлиявшие на объёмы вводов генерации на основе ВИЭ, сроки и величину поддержки.

4.3.3. Сценарии развития возобновляемой энергетики на розничных рынках электроэнергии в России

В рамках описанных выше работ основным объектом прогнозирования развития возобновляемой энергетики был оптовый рынок электроэнергии и мощности. Однако в дальнейшем по мере подготовки решений по поддержке развития ВИЭ также и на розничном рынке электроэнергии возникла настоятельная необходимость спланировать аналогичные индикаторы также и для него. Основной проблемой составления такого прогноза для розницы стало отсутствие каких-либо директивных индикаторов развития на нём по аналогии с оптовым рынком. Поэтому в основе нашего прогноза лежат собственные оценки вместе с оценками экспертного сообщества (Таблица 17). Одновременно с этим нами была проведена оценка стоимостных последствий реализации такого прогноза развития возобновляемой энергетики на розничном рынке. В первую очередь была проведена оценка тарифных последствий реализации таких планов.

Для расчёта тарифных последствий нами были использованы следующие экономические предпосылки и допущения. Для получения величин тарифов, обеспечивающих окупаемость произведённых затрат на рознице, были рассчитаны объёмы производства электроэнергии по технологиям, по интервалам установленной мощности и индикаторы коэффициентов использования установленной мощности. Для расчёта величин затрат на производство электроэнергии были использованы значения предельных величин капитальных и эксплуатационных затрат на уровне предельных (максимальных) значений проекта распоряжения. Для диапазонов мощности генерации в пределах 5—25 МВт значения предельных величин этих затрат идентичны значениям величин капитальных и эксплуатационных затрат из таблиц Распоряжения Правительства РФ от 28 мая 2013 г. N 861-р.

Полученные на основании значений предельных величин капитальных и эксплуатационных затрат ежегодные затраты были распределены по годам в соответствии с тремя возможными сроками окупаемости проектов: 7, 10 и 15 лет. Затраты на проект считались, исходя из условия отсутствия заёмного капитала в проекте и затрат на его получение («строим всё за свои»). Ликвидационная стоимость проектов была принята нулевой. Расчёта по НДС не проводилось. Ставки корпоративных налогов и платежей были приняты на действующем в стране на 2014 г. уровне.