Тенденция развития энергогенерации на основе возобновляемых источников энергии объясняется желанием многих стран стать независимыми от импорта углеводородного сырья, однако Российская Федерация, несмотря на достаточное количество запасов нефти и природного газа, также стремится к развитию возобновляемой энергетики.

В «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года» [1] в качестве приоритетов государственной энергетической политики указаны положения, согласно которым в России должно осуществляться стимулирование и поддержка инновационной деятельности организаций топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и смежных отраслей промышленности в направлении повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и производственного потенциала ТЭК; минимизация негативного влияния добычи, производства, транспортировки и потребления энергоресурсов на окружающую среду, климат и здоровье людей.

Помимо этого, в «Энергетической стратегии…» [1] указано, что задачами развития возобновляемых источников энергии являются:

1. Ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей, функционирующих на основе ВИЭ, при условии их экономической эффективности.

2. Развитие отечественной научно-технической базы и освоение передовых технологий в области использования возобновляемых источниках энергии, наращивание производства на территории Российской Федерации основного генерирующего и вспомогательного оборудования для ВИЭ [1].

Развитие энергогенерации на основе ВИЭ обусловлено также следствием политики энергосбережения, которая направлена на сдерживание роста эмиссии парниковых газов и сокращение вредных выбросов энергетического комплекса в окружающую среду. Однако, несмотря на энергоэффективность и экологичность проектов возобновляемой энергетики, развитие генерации на основе возобновляемых источников энергии в условиях оптового рынка электрической энергии и мощности предъявляет требования к экономической эффективности новых проектов, которые должны быть конкурентоспособными по сравнению с электростанциями, основанными на традиционных способах генерации.

Наиболее популярным показателем экономической эффективности работы электростанций разного типа является методика для расчёта нормированной (средней) расчётной себестоимости производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла генерирующего объекта, получившая обозначение Levelized Cost of Electricity (LCOE):

где It — инвестиционные затраты в год t; Mt — операционные затраты и затраты на содержание в год t; Ft — затраты на топливо в год t; Et — производство электроэнергии в год t; r — ставка дисконтирования; t — жизненный цикл системы [8].

LCOE отражает стоимость вырабатываемого мегаватт-часа электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла энергоустановки, учитывая плановый коэффициент извлечения установленной мощности (КИУМ), капитальные расходы на строительство, операционные расходы, топливо, проценты по привлекаемым кредитам, ремонт и вывод из эксплуатации. Величина LCOE представляет собой среднюю минимальную цену продажи электрической энергии, которая обеспечивает безубыточность генерирующего объекта в течение всего срока эксплуатации [3].

Проблема использования показателя LCOE для анализа экономической эффективности работы электростанций разного типа заключается в том, что не существует единой методики, которая будет строго предписывать нормативы, входящие в состав расчёта LCOE.

Исходя из общепринятого понятия LCOE, представленного в формуле (1), используя данные по укрупнённым технико-экономическим характеристикам электростанций различного типа, можно вычислить показатель LCOE. Данные представлены в табл. 1, к ним также прилагается усреднённые значения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ).

Исходя из приведённых расчётов видно, что при средневзвешенной стоимости собственного капитала (Weighted Average Cost of Capital, WACC) 12% расчётное значение LCOE СЭС сопоставимо с значением угольных электростанций и ниже значения АЭС, наиболее экономически эффективными с точки зрения сравнения являются парогазовые электростанции (ПГЭС) и гидроэлектростанции. Данные значения проиллюстрированы рис. 1.


Рис.1. Величина LCOE при WACC = 12%

Почти аналогичная ситуация наблюдается при снижении средневзвешенной стоимости капитала, то есть средней процентной ставки по всем источникам финансирования проекта, до 8%. Данные по расчёту проиллюстрированы на рис. 2.


Рис. 2. Величина LCOE при WACC = 8%

Для более разностороннего анализа экономической эффектности электростанций разного типа следует рассмотреть показатели LCOE, которые были рассчитаны по данным АО «Системный оператор Единой энергетической системы».

Для расчёта показателей LCOE возьмём формулу, которая официально применяется отраслевым регулятором — Ассоциацией НП «Совет рынка»:

где Et — выработка электроэнергии объектом генерации в году t; A = НВВ ДПМt — необходимая валовая выручка по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) в году t; B = НВВ РСВt — необходимая валовая выручка на «рынке на сутки вперёд» (РСВ) в году t; C = НВВ КОМt — необходимая валовая выручка на рынке конкурентного отбора мощности (КОМ) в году t [3]. Данные по расчёту представлены в табл. 2.

Как видно, показатели LCOE, рассчитанные по формуле (1) и представленные «Системным оператором», разнятся. Для ВЭС и СЭС величина LCOE, предложенная «Системным оператором», более консервативна, однако экономическое превосходство ВЭС над угольной КЭС также очевидно. Наибольшая разница наблюдается у показателя ГЭС, что обусловлено разным подходом к оценке жизненного цикла проекта, а также разницей расчётов капитальных затрат.

В перспективе наибольший рост экономической эффективности и увеличение КИУМ должна иметь солнечная и ветряная генерация, а единственная технология, LCOE которой будет в дальнейшем расти, — это АЭС. Данные табл. 2 показаны на рис. 3.


Рис. 3. Сравнение величин LCOE по технологиям по данным АО «СО ЕЭС»

Факторами, которые положительно влияют на снижение LCOE ВИЭ в России, являются:

1. Рост конкуренции между участниками конкурсных отборов.

2. Перспектива реализации отечественных НИОКР, которые должны улучшить имеющиеся технологии ВЭС, повысить КДП и КИУМ ветроустановок (ВЭУ) и дополнительно снизить себестоимость выработки.

3. В рамках программы поддержки ДПМ ВИЭ 1.0 были предусмотрены требования по локализации, которые стимулировали создание отечественных высокотехнологичных производств, основными инвесторами в проекты ветрогенерации выступали Фонд развития ветроэнергетики, АО «НоваВинд» и ПАО «ЭЛ5-Энерго». Основными инвесторами в проекты солнечной генерации стали: ГК «Хевел», ООО «Солар Системс», ПАО «Фортум» и ООО «Вершина Девелопмент». В рамках второй программы на конкурсах 2021 и 2023 годов победителями отборов стали структуры ГК «Юнигрин Энерджи» и ООО «Солар Системс» [5].

4. В рамках программы ДПМ ВИЭ 2.0 было введение требований по экспорту (отношение объёмов экспортной выручки к произведению планового годового объёма производства электрической энергии и показателя эффективности), что должно стимулировать повышение конкурентоспособности российского генерирующего оборудования на внутренних и внешних рынках [5].

5. Исходя из долгосрочного прогноза темпа роста инфляции, равного 4% ежегодно, перспективы роста цен на энергоресурсы, оборудование и техническое обслуживание для газовых и угольных станций, при условии снижения операционных и капитальных затрат для ВИЭ и роста КИУМ, можно предположить паритет между LCOE ВИЭ и LCOE традиционной генерации к 2030 году [3].

Более того, отмечается, что одноставочные цены на электроэнергию в рамках проектов ДПМ 1.0 могут быть в сотни раз ниже показателей по некоторым незагруженным тепловым электростанциям (ТЭС). Данные приведены на рис. 4. Из рис. 4 видно, что в действительности электроэнергия от ВИЭ может быть до 100 раз дешевле ряда ТЭС. Предлагается, чтобы после завершения срока ДПМ генераторы ВИЭ допускались к торговле мощностью в рамках КОМ, увеличивая тем самым предложение. Таким образом, маржинальная цена мощности в КОМ будет снижена [4].


Рис. 4. Ценовая конкуренция ДПМ проектов ВИЭ с традиционными источниками энергии

Совокупным итогом к концу 2029 года в рамках первого и второго этапов программы ДПМ ВИЭ по результатам всех прошедших отборов проектов ВИЭ (ОПВ), состоявшихся в 2013–2023 годах (с учётом отказов от исполнения обязательств), будет введено 9,5 ГВт. ВИЭ-генерации, в том числе 5,56 ГВт ветрогенерации, 3,65 ГВт солнечной генерации и 0,3 ГВт малой гидрогенерации. Суммарная мощность генерации на основе возобновляемых источников энергии, построенной в рамках ДПМ ВИЭ в период с 2014 по 2035 годы, прогнозируется на уровне 12–13 ГВт. При этом построенные объекты ВИЭ-генерации будут обеспечивать снижение ежегодных выбросов CO2 к 2035 году в объёме около 15 млн тонн [5].

В конце 2021 года Президент России В. В. Путин поручил Правительству РФ обеспечить достижение нашей страной углеродной нейтральности не позднее 2060 года. При этом учитывается международное признание российских подходов к вопросам, связанным с изменением климата и его последствиями.

В рамках достижения поставленной цели был запущен эксперимент по квотированию выбросов парниковых газов. Теоретически он может проводиться в ряде российских регионов, но фактически ограничен Сахалинской областью. Данный эксперимент регулируется соответствующим федеральным законом и принимаемыми в соответствии с ним подзаконными актами.

В настоящее время идёт активная работа над созданием недостающего нормативного регулирования проведения эксперимента. Так, в частности, было принято Постановление Правительства РФ от 5 августа 2022 года №1390 «Об утверждении Правил исчисления и взимания платы за превышение квоты выбросов парниковых газов в рамках проведения эксперимента по ограничению выбросов парниковых газов на территории Сахалинской области». Данное постановление вступило в силу с 1 марта 2023 года и действует до 31 декабря 2028 года. Согласно этому документу, плата за выбросы парниковых газов самостоятельно исчисляется предприятиями, включёнными в перечень региональных регулируемых организаций, осуществляющими деятельность на территории Сахалинской области.

Методика расчёта квот была принята Минэкономразвития России 24 августа 2022 года. Согласно ей, расчёт квот будет строиться на методе исторических выбросов. То есть квота каждого предприятия будет основываться на его выбросах за базовый год и общерегиональной цели по достижению углеродной нейтральности к заданному году. Этот принцип отличается от принципа расчёта квот в системах торговли выбросами в Евросоюзе и Китае, где квота рассчитывается исходя из целевых показателей углеродоёмкости.

Плата за превышение квоты определяется как объём выбросов сверх квоты, умноженный на соответствующую ставку платы. Сверхнормативные выбросы могут быть скорректированы на величину единиц выполнения квоты (результат «перевыполнения» квот другими предприятиями) и/или на объём зачтённых углеродных единиц. Ставка платы установлена Правительством РФ в размере 1000 руб.

Исходя из этого, целесообразно будет проанализировать изменение рассчитанного ранее показателя LCOE для угольных и газовых электростанций с условием платы за выбросы. Данные представлены в табл. 3. Можно видеть, что при штрафах в размере 1000 руб. за тонну выбросов генерация на угольной электростанции становится дороже солнечной, а при штрафах в размере 2500 руб. достигается ценовой паритет между парогазовой электростанцией и ВЭС. Таким образом, Сахалинская область становится крайне привлекательной для развития проектов возобновляемой энергетики.

Более того, большие перспективы для развития ВИЭ возникают в связи с включением неценовых зон Дальнего Востока к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности. При растущих потребностях в энергетических мощностях, высоких ценах на первичное топливо и моральном устаревании генерирующих объектов развитие ВИЭ на Дальнем Востоке может оказаться перспективным направлением.

Макрорегион обладает существенным потенциалом в солнечной и ветровой энергетике: продолжительность солнечного сияния на территории ДФО составляет свыше 1700 часов в год, а среднегодовая скорость ветра на прибрежных участках достигает 6–7 м/с [6].

На изолированных и труднодоступных территориях Дальнего Востока использование объектов возобновляемой энергетики экономически оправдано уже сегодня. Драйвером развития ВИЭ на изолированных и труднодоступных территориях выступает высокая стоимость ввозного топлива. Сокращение потребления традиционных энергоресурсов позволяет не только окупить затраты на строительство объектов ВИЭ, но и добиться экономии для региональных и муниципальных бюджетов.

Заключение

Различные подходы к расчёту LCOE электростанций разного типа могут приводить к разбросам по значениям, однако конкурентоспособность возобновляемой энергетики по сравнению с традиционными источниками генерации энергии прослеживается независимо от методологии расчёта.

Присоединение «Объединённой энергосистемы Востока» к территориям рыночного ценообразования представляет для ВИЭ новые возможности ввиду дефицита электроэнергии в данном регионе, быстрой скорости строительства объектов возобновляемой энергетики и низкой стоимости электроэнергии.