Экономика ВИЭ. Издание 2-е, переработанное и дополненное. 4. Ресурсные и экономические предпосылки формирования сценариев перспективного развития энергетики на основе ВИЭ в России (Анатолий Копылов)

При проведении расчётов величин выработки энергии на основе различных технологий генерации на основе ВИЭ нами были использованы различные допущения и ограничения.55

4.1.1. Оценка ресурсного потенциала ВИЭ в стране

Величины ресурсного потенциала при расчётах был принята на основе совокупности сводных оценок Международного энергетического агентства и АФ-Меркадос (Таблица 1)56.

4.1.2. Величины КИУМ для различных технологий генерации

Возможные объёмы производства с использованием ресурсного потенциала ВИЭ с разбивкой по технологиям генерации получаются на основе расчётов с использованием соответствующих коэффициентов использования установленной (номинальной) мощности (КИУМ) генерирующих установок с разбивкой по технологиям. Очевидно, что нет единого индикатора КИУМ для каждой технологии, т.к. величина ресурсного потенциала того или иного типа в том или ином месте размещения генерирующей установки будет различаться, иногда довольно существенно.

Обычное определение КИУМ – это отношение среднеарифметической мощности к установленной мощности электроустановки, которое рассчитывается за определённый интервал времени как отношение фактической выработки энергии генерирующей установки за этот определённый период эксплуатации к теоретически возможному объёму выработки энергии при работе без остановок на номинальной мощности в течение всего этого рассматриваемого срока.

Предположим, что абстрактная электростанция с номинальной электрической мощностью 100 МВт произвела за 30 дней месяца 32.400 МВт·ч электроэнергии. В случае если станция проработала бы этот месяц с полной установленной мощностью, она бы выработала за этот период времени: 100 МВт х 30 дней х 24 часа = 72.000 МВт·ч. Делим на это значение фактическую выработку энергии за этот период – 32.400 МВт·ч и получаем 0,45. Полученный коэффициент и будет называться КИУМ данной электростанции за данный месяц, и он составил за этот период значение 45%. Важно отметить, что КИУМ всегда рассчитывается за определённый период, чаще всего – за 1 год и никогда не определяется на какой-то один момент времени. Несмотря на кажущуюся простоту достижения высоких значений КИУМа (достаточно работать на полную мощность агрегата и без простоев), этот параметр зависит от множества непростых и сложно прогнозируемых технических и административных факторов. А в случае с ветростанцией его интерпретация и привязка к оценке эффективности работы ВЭС ещё более сложная.

Аналитики различных технологий энергетики на основе ВИЭ часто используют в анализе и рассуждениях показатель КИУМ таких электростанций, например, ВЭС в качестве важного ориентира эффективности работы этих станций. Однако часто попадают в парадоксальную ситуации, применяя КИУМ в качестве некоего обобщающего показателя работы станций. Логика такого подхода диктуется традиционной оценкой эффективности работы тепловых электростанций на основе КИУМ в качестве основной и интегрирующей.

Хорошей аналогией противоречивости и неоднозначности такого подхода может быть пример со сбором дождевой воды для полива сада. Если для сбора дождевой воды использовать блюдце, то его КИУМ можно считать 100%-ным, однако такой способ сбора воды является неэффективным с точки зрения конечного решения задачи – полива сада, т.к. в блюдце можно собрать слишком мало воды.

Можно также использовать бочку, но ее КИУМ будет гораздо скромнее в силу малой площади сбора – сечения верхнего отверстия, а использование с точки зрения конечного результата, сбора воды – эффективнее. Следует рассмотреть компромиссный вариант – использовать для этого некий бассейн, имеющий как достаточную площадь, так и объём. Но в этом случае требуется достаточно сильный дождь, чтобы регулярное использование такого бассейна в ущерб остальным зонам участка стало бы экономически оправданным.

При этом, как бассейн даже при слабом дожде продолжает собирать воду, так и мощная ветротурбина даже при слабом ветре, то есть при КИУМ порядка 20—25% продолжает производить энергию, а значит, приносить прибыль. А при ураганном ветре КИУМ будет лимитирован только планкой в 100%. То есть установка мощной турбины почти всегда будет выгодна в долгосрочной перспективе.

Подобные рассуждения во многом справедливы и по отношению к малым ГЭС и к другим типам генерирующих установок на основе ВИЭ.

Еще одним препятствием является то, что различные модели генерирующих агрегатов ВЭС имеют разные кривые распределения выработки энергии, и две разные, но одной и той же мощности при одной и той же скорости ветра в 9 м/с будут производить, возможно, одинаковый объём энергии, а при 13 м/с – уже разный объём.

Это значит, что отклонение скорости ветра от расчётной влияет на одни турбины больше, чем на другие. Именно поэтому любой серьёзный производитель оборудования всегда производит перерасчёт имеющихся у девелопера проекта ВЭС данных по скорости и направлениям ветра, чтобы убедиться в однозначном предпочтении выбранного типа ветроагрегата по той кривой выработки энергии, которая имеется у рассматриваемых моделей.

Эта очевидная для специалистов ветроэнергетики проблема сильно затрудняет прямолинейное сравнение ветроагрегатов только по КИУМу.

Сказанное выше не имеет отношения к оборудованию станций на биомассе и биогазе, оценка КИУМа и эффективности которых соответствует традиционным сложившимся подходам.

Соотношение между рассчитываемым тарифом и используемым при этом расчёте КИУМ представляет собой отрицательную корреляцию: более высокие значения коэффициента приводят к снижению требуемого тарифа для любого проекта для поддержки внутренней ставки доходности (IRR) на уровне, равном стоимости капитала, и наоборот.

Это означает, что неправильное определение КИУМ (при прочих равных условиях) может «искусственно» привести к установлению «неправильного» тарифа и, как следствие, к некорректной оценке инвестиционного проекта.

Проведённый бенчмаркинг значений индикаторов КИУМ для различных технологий, а также анализ соответствующих отраслевых (технологических) стандартов приведён в Таблице 5 в виде интервалов.

При расчётах выработки нами были использованы медианные значения интервалов.

4.1.3. Технологические допущения и параметры расчётов

Суммарный ресурсный потенциал ВИЭ, представленный в Таблице 1 ранее, был преобразован в величины мощности генерации, выраженные в МВт в соответствии со средними коэффициентами КИУМ для конкретных технологий. Учитывая недостаточность детальной и актуальной информации, по каждому планируемому проекту в рамках моделирования использовалось предположение, что этот потенциал распределен равномерно по интервалам мощности станций, за исключением малых ГЭС, в отношении которых были найдены данные о том, что малые ГЭС> 10 МВт могут составлять до 70% суммарного потенциала, мини-ГЭС <10 МВт – 20% суммарного потенциала и микро-ГЭС <1 МВт – остальные 10%. Остальные индикаторы технических и технологических параметров и допущений были использованы следующим образом.

Средний КПД станций. Так как часть станций использует для производства энергии топливо, то при расчёте их выработки, основанной на суммарном ресурсном потенциале необходимо учитывать КПД этих станций. При расчётах нами были приняты следующие средние значения индикаторов КПД:

• станции на сельскохозяйственной биомассе – 28—30%

• станции на промышленной биомассе – 30%

• станции на биогазе – 28—34%.

Потребление станциями произведённой энергии на собственные нужды. Доля производимой электростанциями энергии, идущая на так называемое собственное потребление, варьируется по технологиям генерации, но обязательно должна учитываться в расчётах объёмов выработки. Игнорирование фактора потребления части выработанной электроэнергии на собственные производственные и хозяйственные нужды станций может исказить величины ожидаемых объёмов производства энергии и, следовательно, соответствующие величины выручки от её продажи, что с неизбежностью скажется на оценке эффективности любого энергетического проекта.

Автору не удалось встретить научного обоснования величин расходов энергии станциями на собственные нужды. Тем не менее, исходя из сложившейся практики и метода аналогий в тех случаях, когда он применим, автором предлагаются следующие величины индикаторов потребления на собственные нужды станций по технологиям.

Для объектов солнечной генерации предлагается индикатор расхода на собственные нужды станции на минимальном уровне 0,5%, т.к. для производственных целей потребления электрической энергии на этих станциях нет. Потребление для хозяйственных нужд предполагается очень небольшим.

Для объектов ветровой генерации предлагается индикатор расхода на собственные нужды станции тоже на уровне 0,5%. ВЭС с прямым приводом генератора и с синхронными генераторами не требуют электроэнергии из сети для запуска, а используют свою силовую электронику для создания возбуждения генератора в момент пуска. Такое потребление происходит только на ВЭС, агрегаты которых оборудованы асинхронными генераторами. Поэтому средняя величина потребления на собственные нужды ветростанций также невелика, почти пренебрежительно мала.

Для объектов генерации на основе биомассы предлагается индикатор расхода на собственные нужды станции на уровне 9%. В отличии от первых двух типов технология производства энергии за счёт сжигания твёрдого топлива требует существенно более высокого значения этого показателя. Если для угольных станций такой индикатор будет около 7%, то станций на основе биомассы он должен быть несколько выше за счёт более высокой влажности исходного топлива и необходимости испарения воды из него. Также в зимнее время достаточно энергии тратится на подогрев танков для сбраживания биомассы и мест хранения и разгрузки исходного сырья. Поэтому для таких станций предлагается соответствующий уровень индикатора потребления на собственные нужды станций.

Для объектов генерации на основе биогаза предлагается индикатор расхода на собственные нужды станции на уровне 7%. Значение этого показателя идентично показателю расхода на собственные нужды станций на природном газе, технология работы которых мало отличается от биогазовых.

По тому же принципу было предложено установить индикатор расхода на собственные нужды малых гидростанции на уровне 0,5%, уровень, на котором формально фиксируется показатель расхода на собственные нужды больших ГЭС в используемых Советом рынка классических договорах ДПМ.

Снижение производительности работы станций со временем. С течением времени номинальная производительность генерирующего оборудования изменяется. Характер этого изменения нелинейный: относительно быстрее в течение первого года эксплуатации и медленнее в последующем (со 2-го по 6-ой год) с выходом на плато, начиная с 7 года эксплуатации. Предлагается следующая усреднённая разбивка индикаторов снижения производительности работы станций со временем по всем станциям:

1-ый год эксплуатации – 1%

2—6-ой годы эксплуатации – 0,3%

с 7-го года эксплуатации и далее – 0%

Возможное снижение выработки. Снижение выработки станций может происходить в результате отсутствия исходного ресурса: воды для малых ГЭС, солнца для солнечных ФЭ станций, ветра для ВЭС и т. д. Эти потери выработки учитываются при расчёте КИУМ и через него отражаются на величинах тарифа. Другими причинами снижения выработки являются плановые ремонты и непредвиденные остановы генерирующего оборудования из-за аварий. Эту величину предлагается учитывать в среднем как 25 дней, которые не будут включать продолжительность возможного капитального ремонта. Также возможны остановы станций за счёт указаний диспетчеров, но предлагается включить условие 100%-ной диспетчеризации таких станций на основе ВИЭ.

4.2.1. Стоимость капитала

Эффективность того или иного проекта чаще всего оценивается по величине свободного денежного потока, который остаётся в распоряжении инвестора к концу оцениваемого периода. При расчётах денежных потоков проектов57 генерации на основе ВИЭ эти денежные потоки необходимо дисконтировать с учётом времени жизненного цикла проекта или срока, на который производится оценка проекта. Дисконтирование денежных потоков (т.е. снижение год от года относительной ценности единицы номинала, например, 1 рубля инвестиций) чаще всего на практике производится по формуле с использованием показателя средневзвешенной стоимости капитала (WACC)58. На основе имеющихся данных этот индикатор стоимости капитала был рассчитан следующим образом.

Остальные параметры, необходимые для оценки по методике WACC, можно оценить следующим образом:

• Структура капитала: предполагалось соотношение [акционерный капитал: долг] на уровне [30:70].

• Налоги на прибыль предприятий: 20%

• Долгосрочная ставка инфляции: так как финансовый анализ выполнялся в реальных терминах, то для обеспечения его взвешенности и справедливости была необходима оценка долгосрочной ставки инфляции в РФ. Для определения долгосрочной ставки инфляции на рынке США традиционно используется спред доходности 5-летних казначейских облигаций, индексированных с учетом инфляции (TIPS), и 5-летних казначейских облигаций США. Разница между этими двумя видами облигаций состоит в том, что купонные выплаты и погашение основной заёмной суммы для TIPS привязано к инфляции (корректируется с учетом индекса потребительских цен). Ожидаемый уровень инфляции, рассчитанный по такой формуле, составляет 2,16%.59

Эти допущения привели к следующим показателям стоимости капитала (Таблица 7 ниже).

4.2.2. Структура затрат на строительство и эксплуатацию станций

Наилучшим источником сведений о реалистичном уровне капитальных затрат на проекты генерации на основе ВИЭ в России с учётом специфики страны могли бы стать реализованные в России проекты. Однако перечень реализованных проектов генерирующих мощностей на основе ВИЭ в России весьма краток. Соответственно, опыт оценки стоимости строительства и эксплуатации генерирующих объектов ВИЭ крайне ограничен. В этой ситуации полезным представляется исследование подходов к оценке затрат инвестиционного характера, а также эксплуатационных расходов, применяющихся в российской электроэнергетике, не ограничиваясь генерирующими мощностями на основе ВИЭ.

Наиболее часто встречающимся подходом предусматривается выделение в структуре капитальных затрат следующих статей:

– 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 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 данным61 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, а также63 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 964. Для справки также приводим последние опубликованные прогнозы того же Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике по среднеотпускным ценам для конечных потребителей (Таблица 10).65 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

5. малые ГЭС от 5 до 25 МВт – 3 года

6. солнечные станции на основе фотопреобразования – 1 год

7. ветростанции наземного базирования до 50 МВт – 1 год

Очевидно, что приведённые выше сроки строительства составляют лишь часть общих сроков реализации проектов, не включая сроков на изыскания и проектирование объекта, сроков проведения необходимых мероприятий для получения разрешения на включение генерирующих объектов в энергосистему, сроков выполнения работ по технологическому присоединению объекта к сетям, сроков проведения необходимых мероприятий для получения статуса квалифицированного объекта, права на присоединение к оптовому рынку и некоторые другие. В зависимости от конкретной ситуации, сложности и мощности самого объекта, правильности проекта и его исходного соответствия будущим требованиям реальные сроки выполнения всех упомянутых выше мероприятий могут быть весьма различными. Поэтому те сроки, которые были использованы в расчётах представляют собой усреднённые индикаторы на основе известного международного и российского опыта.

Разработка сценариев развития возобновляемой энергетики в стране – вопрос, который имеет уже свою историю, без краткого рассмотрения которой трудно объяснить подходы, которые будут описаны далее. Как отдельный и самостоятельный объект долгосрочного планирования современная возобновляемая энергетика появилась в России примерно в конце 90-х годов прошлого века, но более или менее систематическая работа началась в 2009—2010 гг. в рамках первого этапа разработки проектов нормативных документов по поддержке развития возобновляемой энергетики в стране. В результате этой работы появилось первое правительственное решение – распоряжение Правительства РФ от 8 января 2009 г. №1-р, которое впервые ввело определение долгосрочных целей такого развития.

Долгосрочные целевые показатели развития были определены упомянутым распоряжением в формате индикаторов доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ_эл) в общем объёме производства электроэнергии в стране следующим образом:

• на 2015 г. – 2,5%

• на 2020 г. – 4,5%.

Кроме этих долгосрочных индикаторов Энергетическая стратегия России на период до 2030 г., одобренная распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. №1715-р, предусматривала этапы роста конечного потребления электроэнергии – 1.041—1.218 млрд кВт·ч на конец 1 этапа (2013—15 г.) и 1.315—1.518 млрд кВт·ч на конец 2 этапа (2020—22 г.) Стратегии, т.е. примерно в тех же временных интервалах, что и индикаторы распоряжения Правительства РФ от 8 января 2009 г. №1-р. Применяя целевые показатели ВИЭ_эл к оценкам объёма спроса, представленного Правительством, мы получаем, что Россия должна была бы увеличить потребление электроэнергии ВИЭ_эл на 26—30,5 млрд кВт·ч к 2015 г. и 59—68 млрд кВт·ч к 2020 г.

4.3.1. Сценарии развития возобновляемой энергетики в России периода 2009—2011 гг.

Сценарии о разработке и содержании которых пойдёт речь ниже, были подготовлены в период, когда началась разработка первых проектов подзаконных актов для национальной системы поддержки ВИЭ в стране. В тот период концепция системы поддержки основывалась на схеме использования фиксированных надбавок к рыночным ценам на электроэнергию на основе ВИЭ на оптовом рынке. В рамках этих работ производилось моделирование развития возобновляемой энергетики в стране на основе различных сценариев, в основу которых были положены различные допущения и возможные события и условия. Основные экономические и технологические допущения данного сценарного моделирования были нами описаны выше. И хотя актуальность этих описанных сценариев на сегодняшний день почти утрачена, автор посчитал нужным дать их краткое описание и мотивировку с целью объяснения использованных подходов и для исторической преемственности. Основные целевые ориентиры пяти сценариев приведены ниже в Таблице 11.

Для каждого из рассматриваемых сценариев помимо структуры и объёма производства энергии на основе ВИЭ были посчитаны уровни поддержки по каждой из рассматриваемых технологий. Этот расчёт проводился по всем трём вариантам формы выплаты поддержки: фиксированный тариф, фиксированная надбавка к рыночной цене и ежемесячная выплата за мощность. Для первых трёх сценариев моделирования стоимость общественной поддержки (величины общественных маржинальных затрат) была одним из результатов расчётов. Для 4-го и 5-го сценариев эта величина выступала в качестве ограничения сверху.

Сценарий 1. Данный сценарий характеризуется высокой долей энергии МГЭС и станций на основе биомассы и биогаза в общем объёме энергии на основе ВИЭ. Относительно невелика доля ветростанций и станций на основе энергии солнца. Это самый «дешёвый» из рассматриваемых вариантов развития возобновляемой энергетики в стране и не самый малый по объёму, который всего на 9,86% меньше следующего по объёму Сценария 3, который уже в 2,51 раза дороже, не говоря уже о «цене» сценариев 4 и 5.

Сценарий 2. Для описания Сценариев 2 и 3 возможного развития возобновляемой энергетики в России по технологиям и периодам были использованы предложения специалистов компании ОАО «РусГидро», в которых предлагалась разбивка соответствующих российских объёмов установленной мощности и производства электроэнергии на основе ВИЭ (Таблица 9) в соответствии со сложившейся на 2009 г. структурой мощностей ВИЭ и объёмов производства энергии по технологиям в мире за 2008 г. В основе такого подхода лежало допущение, что поскольку Россия обладает практически всеми видами ВИЭ примерно в том наборе и пропорциях, которые характерны для всего мира, то вполне оправдано будет распределить объёмы генерации в России примерно в тех же объёмных пропорциях, что и в мире.

Объёмы возможной мощности и объёмов генерации энергии на основе ВИЭ в Сценариях 2 и 3 (Таблица 12) были даны в двух вариантах: оптимистическом и реалистическом, а также в сравнении с показателями 2008 г. для России. Необходимость в таком разделении была вызвана требованием оценки степени реалистичности тех объёмов генерации энергии на основе ВИЭ и объёмов установленной мощности, которые вытекают из вычисленных индикаторов долгосрочных целей. Реалистичная версия сценария, составленного экспертами ОАО «РусГидро», стала в рассматриваемом нами наборе сценариев далее Сценарием 2, а оптимистичная версия – Сценарием 3 моделирования.

В обоих сценариях реализации долгосрочных целей развития энергетики ВИЭ для России при расчёте показателей были использованы средние сложившиеся КИУМы установок по различным технологиям, например, для ветростанций – 25%, для малых ГЭС – 40%, для солнечных электростанций – 16%66 и др. На основе использованных показателей КИУМ и общего объёма производства энергии на основе ВИЭ на соответственно 2015 и 2020 гг. были рассчитаны показатели объёма установленной мощности, необходимой для производства электроэнергии по соответствующей технологии к указанному году.

Кроме этого были учтены некоторые другие известные тогда обстоятельства: запланированное ОАО «РусГидро» строительство Северной ПЭС мощностью 12 МВт как единственного объекта приливной энергетики на рассматриваемый период. Не предполагалось быстрое развитие геотермальной энергетики на Дальнем Востоке в силу ограниченного спроса на электроэнергии и некоторые другие.

В Сценарии 2 доля энергии МГЭС и станций на основе биомассы и биогаза в общем объёме энергии на основе ВИЭ была относительно небольшой, что, применительно к МГЭС, отражало экспертное мнение специалистов ОАО «РусГидро» относительно практической возможности по проведению изысканий, проектированию и строительству малых ГЭС в России в требуемых вводимыми объёмами масштабах. Те же факторы лежат в основании оценки объёмов производства на станциях на основе биомассы. Существенно увеличилась доля энергии на основе энергии солнца (фотопреобразование), что стало результатом оценок экспертов ЗАО «Хевел». Однако общий объём производства энергии на основе ВИЭ в данном сценарии ниже долгосрочных целей, установленных в Распоряжении Правительства №1-р. Поэтому данный консервативный сценарий можно условно назвать «реалистичным».

Составляя всего 52,2% от объёма производства по Сценарию 3, по стоимости поддержки его доля составила уже 56,8%. По отношению к первому сценарию объём производства меньше на 42,1%, но стоимость выше на 42,7%.

Сценарий 3. Как уже отмечалось выше, данный сценарий также был основан на допущениях и ограничениях по экспертным оценкам ОАО «РусГидро» и экспертов ЗАО «Хевел». В нём существенно увеличился объём производства энергии на наземных ВЭС за счёт более агрессивных целей и за счёт этого общий объём производства энергии на основе ВИЭ в Сценарии 3 несколько превышает целевые индикаторы Распоряжения Правительства №1-р от 2009 г. Поэтому данный сценарий может быть назван «оптимистичным».

Сценарий 4 также, как и Сценарий 5 основаны на другом, чем Сценарии 1—3 подходе, а именно, на оптимизации структуры производства энергии с установлением ограничения по величине общей суммы стоимости поддержки, который описан автором ниже. Такой подход был нами рассмотрен в связи с предложенным в тот момент Минэкономразвития России условием поддержки предложений Минэнерго России по мерам поддержки в виде максимальной величины роста среднеотпускных цен конечным потребителям в размере 6,7% в среднем. Это ограничительное условие, выраженное в процентах, было нами трансформировано в абсолютную величину суммы такого ограничения через прогнозируемую величину среднеотпускной цены конечным потребителям на 2020 г. и объёмов прогнозируемого потребления в том же 2020 году. Однако при сохранении этого принципиального условия неизменным, другие условия моделирования этих двух сценариев различаются.

В Сценарии 4 формирование структуры распределения объёма производства энергии на основе ВИЭ по технологиям происходило без каких-либо условий и ограничений, кроме экономических зависимостей. В результате целый набор технологий с самыми высокими усредненными затратами не попал в итоговый результат технологического набора модели.

В Сценарии 5 нами уже были наложены ограничения модели в виде минимальных объёмов производства по тем технологиям, которые не попадают иначе в набор из-за более высоких усредненных затрат на производство энергии.

Один из важных аспектов анализа обсуждаемой политики поддержки ВИЭ в России является устойчивость такой схемы. Этот аспект проблемы поддержки стал в 2008—11 гг. «горячей» темой обсуждения экспертами после того, как несколько стран-участниц Европейского Союза обнаружили, что их системы поддержки ВИЭ обернулись тяжёлым и не всегда социально приемлемым и экономически оправданным бременем для общества.

Чтобы оценить устойчивость системы поддержки, предложенная модель работала, оптимизируя сочетание видов генерации по стоимости, накладывая при этом ограничение на полную суммарную стоимость развития генерации на основе ВИЭ. Эта верхняя планка общей стоимости в схеме поддержки ВИЭ должна была быть определена совместно с Федеральной службой по тарифам РФ и (или) Министерством экономического развития России (если не использовать тот ограничитель, которые был нами описан выше), чтобы принять во внимание уровень, который считается социально приемлемым для общества. Полученное сочетание объёма генерации с разбивкой по технологиям даст информацию о максимальном проникновении энергии на основе ВИЭ, чтобы гарантировать условие устойчивости схемы и то, насколько она совместима с существующими целями по доле энергии на основе ВИЭ в конечных балансах потребления страны.

Этот сценарий может быть далее дополнен введением минимальных долей в балансе для тех технологий, которые могут стоять перед риском того, что будут исключены из процесса оптимизации по причинам чрезмерных затрат (это могут быть солнечные тепловые технологии или некоторые виды биомассы). Обеспечение минимальной доли в балансе для таких технологий обеспечивает дополнительное преимущество в виде получения полного комплекта фиксированных тарифов (далее – ФТ), основанных на различных технологиях, которые могут также служить для сравнений с другими сценариями или чувствительностью.

Модель оптимизации работает следующим образом: каждая кривая предложения ВИЭ обеспечивает ожидаемый уровень проникновения для каждой проанализированной технологии «t» как функция ФТ, определённого для технологии (FiT_t)

Полная стоимость для страны:

и соответствующий уровень проникновения в национальном масштабе будет равен:

где:

V_t: объём технологии «t»

FiT_t: ФТ для технологии «t»

TC: полная стоимость для получения уровня Vt

V_N: уровень проникновения ВИЭ в стране

Предложенная модель предоставит набор тарифов FiT*, которые позволяют достичь национального уровня V_N с наименьшими затратами, т. е. решить проблему оптимизации:

при условии, что:

V_t ≥ 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, ⅔ 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 «стÓят» 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

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 развития68. Первый из этих сценариев предполагал ввод примерно 11 ГВт мощности69 (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.

Денежные потоки проектов по годам сроков окупаемости проектов в 7, 10 и 15 лет были дисконтированы с применением ставки средневзвешенной стоимости капитала WACC 14%, которая применялась ежегодно в течении срока реализации проектов. Предположительные сроки установления льготных тарифов были принят идентичными срокам окупаемости проектов.

Итоговая Таблица 18 с расчётами представлена ниже.

Исходя из приведённых в Таблице 18 предельных тарифов нами также была посчитана суммарная тарифная нагрузка на розничный рынок электроэнергии (Таблица 19). Также нами были посчитаны суммарные инвестиционные расходы на реализацию такой программы развития возобновляемой энергетики на розничном рынке (Таблица 20).