Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В соответствии с [84], суммарная установленная мощность ВЭС в Рос­сии к 2020 г. должна составить около 7000 ГВт с ежегодной выработкой электроэнергии до 17,5млрд. кВТ*ч. Ценовая политика в отношении электроэнергии ВЭС при этом должна обеспечивать ее окупаемость и разумную рентабельность.

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.

В рамках использованной в работе методики выработка ВЭС опреде­ляется на основе полуэмпирической модели технической готовности (availability) ВЭУ, развитой авторами в работе [24] и описанной выше в разделе 3.2. При этом используется расчетная прогнозная динамика многолетней (на протяжении ресурсного периода » 20 лет) работопри­годности ВЭУ.

Капитальные затраты на ВЭС в России определены по известной на 2008 г. стоимости ВЭУ у производителей, а также стоимости доставки, монтажа и пуско-наладочных 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 не точно определенных работ в суммарных капитальных затратах на ВЭС относительно мала в смысле точности их прогноза.

Структура капитальных вложений в ВЭС определялась в соответствии с приведенными в разделе 3.2 статистическими данными мирового опыта с учетом имеющегося опыта возведения ВЭС и ветродизельных электро­станций в России. В расчетах также учитывалась эмпирически установ­ленная авторами [24] зависимость удельных капитальных затрат на воз­ведение ВЭС от мощности и высоты башен базовых ВЭУ, описанная в разделе 3.2.

Долгосрочное прогнозирование эксплуатационных затрат на содер­жание ВЭС проведено с использованием развитой в [24] полуэмпи­рической математической модели, построенной по известным опыт­ным данным о многолетней динамике затрат на эксплуатацию ВЭС за рубежом, также описанной в разделе 3.2. При этом учитывалась сложившаяся в последние годы международная практика эксплуа­тационного сопровождения ВЭС большой мощности, включающая двухлетнюю или однолетнюю (соответственно для новых и бывших в употреблении ВЭУ) гарантию производителя и дальнейшее их ре­монтно-техническое сопровождение самими производителями ВЭУ на основе долгосрочного договора, заключаемого на срок до 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.

Сложившийся в мировой практике договорный 10-летний срок техни­ческого сопровождения ВЭС компаниями-производителями сформирован с учетом показателей надежности ВЭУ, в соответствии с которыми 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.

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 года) и проводится с учетом приведенных выше данных об экономике сухопутных ВЭС.

Второй — на базе ВЭУ «Second hand», отработавших часть своего ре­сурса (7-8 лет из заявленных 20) по цене ~ 350 — 500 EURO за 1кВт номинальной мощности и прошедших соответствующую предпродаж­ную подготовку с последующей их заменой на тех же фундаментах в 2015 -2017 гг. 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.

Наиболее важным при оценках себестоимости электроэнергии ВЭС и прочих экономических показателей является коэффициент использова­ния номинальной мощности базовых ВЭУ #инм, определяющий выра­ботку энергии за сезон, год и за ресурсный период.

В рамках развитой методики доходная часть от внедрения и использо­вания ВЭС определяется объемом и ценой продаж электроэнергии ВЭС. Объем продаж рассчитывается по описанной выше методике. Цены про­даж электроэнергии, вырабатываемой ВЭС, рассчитываются с учетом воз­можной многолетней динамики цен оптового рынка электроэнергии Рос­сии и моделей ценовых надбавок к производимой ВЭС энергии.

Оценка окупаемости сетевых ВЭС в настоящей работе проведена на основе анализа многолетнего хода баланса ежегодных доходов и расхо­дов на ВЭС, структура которых детально описана выше с использова­нием долгосрочного (до 20 лет и более) прогноза динамики тарифов на электроэнергию, инфляции и цен на покупку электроэнергии, выра­батываемой данной ВЭС и реализована в соответствии с методикой, ал­горитмами и формулами, описанными в начале раздела 3.2 в следую­щей последовательности:

1) с использованием моделей инфляции, моделей вероятностей отказа ВЭУ, условиями погашения кредита (при кредитном финансировании стро­ительства ВЭС) определяются по отдельным годам и накопленные на ко­нец N-го года расходы на сооружение, содержание и ремонт ВЭС;

2) с использованием модели многолетней динамики закупочных цен на энергию, вырабатываемую ВЭС, определяются по отдельным годам и накопленные на конец JV-ro года доходы от продаж электрической энер­гии, вырабатываемой ВЭС с коэффициентом использования номиналь­ной или установленной мощности #инм.

Показатели эффективности возможных вариантов ценовой полити­ки, направленной на поддержку развития и масштабного использова­ния ВЭС в России, представлены на рис. 6.2.

можных схемах закупочных цен на ее электроэнергию

Основные выводы из проведенных авторами расчетов сводятся к сле­дующему:

1. Средняя за 20 лет приведенная к докризисным ценам 2009 г. себе­стоимость электроэнергии ВЭС с капзатратами при ее строительстве в 2009 г. = 1500 EURO/кВт, работающей с #инм = 30% , составит в россий­ских условиях = 0,051 EURO/kBt • ч, что ниже себестоимости традици­онных ЭС на природном газе (> 0,06 EURO/kBt • ч).

2. При отсутствии каких-либо надбавок к цене оптового рынка пери­од окупаемости ВЭС, работающей с #ини = 30%, при мировых ценах на ВЭУ в 2008 г. составляет в российских условиях 17-18 лет, что, по всей видимости, не представляет интереса как для зарубежного, так и для российского инвестора.

3. При закупках электроэнергии ВЭС с надбавками к цене оптового рынка, равными стоимости замещенного газа, период окупаемости ВЭС, работающей с Яинм = 30%, составляет в российских условиях = 10 лет, что является вполне приемлемым для традиционной электроэнергети­ки России, но, по мнению авторов, не представляет большого интереса для российского инвестора.

4. При закупках электроэнергии ВЭС с надбавками к цене оптового рынка, равными сумме стоимости замещенного газа и экологического бонуса (из расчета 20 EURO/т выбросов), период окупаемости ВЭС, ра­ботающей с Кшм = 30%, уменьшается до = 8 — 9 лет, что вполне прием­лемо для современной электроэнергетики России и может представлять интерес для зарубежного и даже для российского инвесторов. Итоговая за 20 лет рентабельность проектов ВЭС при такой финансовой поддерж­ке в приведенных к 2009 г. ценах составляет до 100% (на вложенный в 2009 г. рубль — к 2028 г. после вычетов на инфляцию и 24% — ного на­лога на прибыль — возвращается 2 рубля).

5. При закупках электроэнергии ВЭС с надбавками к цене оптового рынка, равными сумме стоимости замещенного газа, экологического бо­нуса и экспортного бонуса, исчисленного для описанных выше вариан­тов роста мировых и внутренних российских цен на газ и электроэнер­гию, период окупаемости ВЭС, работающей с #инм = 30%, уменьшается до = 5 — 6 лет, что, несомненно, представляет интерес для зарубежного и российского инвесторов, но в случае значительных для регионов вводах мощностей ВЭС может ощутимо сказаться на местных тарифах.

Итоговая за 20 лет рентабельность проектов ВЭС при такой финансо­вой схеме в приведенных к 2009 г. ценах составляет до 250% (на вло­женный в 2009 г. рубль — к 2028 г. после вычетов на инфляцию и 24%- ного налога на прибыль — возвращается =3,5 рубля).

Данная схема, по мнению авторов, представляет значительный инте­рес и может составить основу энергетической политики государства, как одного из потенциальных инвесторов проектов ВИЭ. Схема позволяет в случае масштабного использования ВЭС получать государственной каз­не значительный доход за счет экспортных продаж замещенного на ВЭС газа, не повышая при этом внутренние тарифы на электроэнергию (уве­личивая тем самым конкурентоспособность продукции отечественных энергоемких производств).

6. Надбавки к цене оптового рынка, представленные на рассмотре­ние и утверждение Правительству РФ, обеспечивают тот же период оку­паемости ВЭС, работающей с /£инм = 30% (5 — 6 лет), а также ту же дина­мику возврата вложенных инвестиций в предполагаемый период их дей­ствия (10 лет), что и в предыдущем случае с экспортным бонусом. Рен­табельность проектов ВЭС за 10-летний период при такой схеме дости­гает 80 — 90%, что, несомненно, представляет большой интерес для мно­гих инвесторов.

Однако после окончания срока действия таких надбавок темпы роста получения прибылей при дальнейшем содержании ВЭС резко снижают­ся, и в оставшиеся 10 лет работы ВЭС сулят ее инвестору или владельцу рентабельность не выше 50%, что существенно снизит его стимулы к дальнейшему участию в проекте и будет побуждать к продаже ставшей малорентабельной ВЭС.

Негативным следствием этого может стать снижение качества эксп — луатационого сопровождения ВЭС с соответствующим ухудшением ее технико-экономических показателей. Единственным эффективно ней­трализующим указанный негатив действием представляется переход (выкуп) ВЭС в государственную собственность после окончания срока действия надбавок.

Отметим также, что такая схема надбавок будет стимулировать (про­воцировать) инвестора к установке ВЭС либо по схеме «Secondhand» — более дешевой по капзатратам и доступной, но тормозящей развитие отечественных разработок и производства ВЭС, либо техники невысо­кого качества и с уменьшенным ресурсом.

7. С учетом полученных выше выводов в качестве наиболее прозрач­ной, аргументированной и обеспечивающей полноценное использование технико-экономических возможностей ВЭС схемой ценовых надбавок представляется схема с надбавками к цене оптового рынка, равными сумме стоимости замещенного газа и экологического бонуса, вполне до­статочными для привлечения инвестиций.

На рис. 6.3. представлены зависимости экономической эффективно­сти ВЭС от величины и сроков действия надбавок по схеме, предложен­ной на рассмотрение Правительству РФ.

Рис. 6.3. Зависимость баланса расходов — доходов ВЭС #инм = 30% при разных схемах закупочных цен на ее электроэнергию

Уменьшение размера надбавок до 75% от предложенных существен­но снижает инвестиционную привлекательность ветроэнергетических проектов, а уменьшение их вдвое практически сводит на нет эффект сти­мулирования по такой схеме.

Отметим также, что возможность варьирования экономики ВЭС за счет изменения указанных параметров надбавок, тем не менее не избав­ляет предложенную схему от указанных выше недостатков и не добав­ляет ей прозрачности и упрощения реализации.

На рис. 6.4. представлены зависимости экономической эффективно­сти ВЭС от коэффициента использования номинальной мощности Ктш при разных схемах надбавок.

Схема с замещением топлива естественным образом ограничивает инвестора от желания вкладывать средства в ветроэнергетические про­екты с недостаточной энергетической эффективностью (#инм < 25%) за счет увеличенных сроков окупаемости (13-14 лет и более).

Рис. 6.4. Зависимость баланса расходов — доходов БЭС от коэффициента использования номинальной мощности Ку1ЮЛ

В то же время схема, предложенная Правительству, обеспечиваю­щая малые сроки окупаемости ВЭС, стимулирует их установку в мес­тах с недостаточным по международным нормам ветропотенциалом ^инм < 25%), что может приводить к нерациональному расходованию средств. При этом уменьшение размера надбавок, с одной стороны, по­правляет ситуацию, но, с другой стороны, снижает, как было показа­но выше, инвестиционную привлекательность ветроэнергетических проектов в целом.

На рис. 6.5. представлены зависимости экономической эффективно­сти ВЭС от цен оптового рынка, являющихся одной из двух составляю­щих ценовой политики Государства в отношении ВИЭ.

Рис. 6.5. Зависимость баланса расходов — доходов ВЭС при разных расценках оптового рынка

Три рассмотренных и приведенных на рисунке варианта пример­но соответствуют ценам оптового рынка Сибирского, Центрального и Южного административных округов России. Обращает на себя вни­мание практически прекращение роста прибыли от ВЭС при малых ценах оптового рынка в схеме, предложенной правительству. Этот факт может негативно отразиться на развитии ветроэнергетики в За­падной Сибири и на Дальнем Востоке (в зоне малых оптовых рыноч­ных цен).

На рис. 6.6. представлены зависимости экономической эффективно­сти ВЭС в различных ценовых зонах, предусматривающих разные це­новые надбавки (5,35 руб./кВт • ч при установке ВЭС выше 1 км и 4,31 руб./кВт • ч — в остальных случаях).

Рис. 6.6. Зависимость баланса расходов — доходов ВЭС от различия надбавок в разных ценовых зон

Предложенная схема дифференциации надбавок представляется не­логичной уже потому, что провоцирует строительство ВЭС в горных рай­онах с невысоким ветропотенциалом.

Оптимальной для России представляется распределение по зонам надбавок по принципу обычные и северные районы с давно и объек­тивно установленными надбавочными строительными коэффициен­тами, учитывающими геологическую и климатическую сложность ре­гионов.

Предложенная Правительству схема ценообразования на вырабаты­ваемую ветроэлектрическими станциями энергию содержит, с нашей точки зрения, еще один существенный момент, суть которого поясняет­ся на рис. 6.7.

На рис. 6.7 приведены расчетные графики балансов денежных пото­ков для ВЭС на базе новых и бывших в употреблении ВЭУ. В данном при­мере рассмотрены ВЭУ, отработавшие 8 лет (с остатком ресурса — 12 лет) с покупной стоимостью 40% от новых, остальные составляющие кап­затрат приняты как для новых ВЭУ. Эксплуатационные затраты и годо-

Рис. 6.7. Балансы расходов — доходов БЭС, устанавливаемых на базе новых и бывших в употреблении ВЭУ

вые выработки как новых ВЭУ, так и ВЭУ б/у рассчитаны с учетом опи­санной выше модели работопригодности.

С учетом надбавок, предложенных Правительству, более выгодным с точки зрения инвестора окажется вариант ВЭС на базе ВЭУ «Second hand». К концу срока действия надбавок (10-го года) эксплуатации та­кой ВЭС обеспечивает максимальную рентабельность на уровне 200%, и примерно к этому же времени истекает остаточный ресурс ВЭУ б/у. После чего ВЭС демонтируется, а полученная прибыль начинает рабо­тать в других проектах.

Отрицательным моментом в данном случае является стимулирование инвестора к использованию зарубежной техники с ограниченным оста­точным ресурсом и отсутствие стимулов для развития отечественного производства ВЭУ.

Комментарии запрещены.