С точки зрения затрат, минусом таких систем являются дополнительные расходы на системы аккумуляции энергии, плюсом — конкуренция не с оптовыми, а с более высокими розничными ценами на электроэнергию, с которыми сталкиваются отдельные, частные потребители электрической энергии.
В случае с сетевой электроэнергетикой для оценки эффективности работы ветровой электростанции (ВЭС), солнечной электростанции (СЭС) или другой станции на ВИЭ мы привязываемся к оптовым ценам продажи энергии на рынке и рассматриваем ситуацию с позиций прибыли для инвестора.
В случае с автономной энергетикой — подходим с позиций потребителя, выбирающего между покупкой энергии по розничной цене (в ряде случаев также с затратами на технологическое подключение к сети) и установкой собственной автономной системы, позволяющей ему в дальнейшем исключить или снизить затраты на приобретение энергии.
Приблизительный расчёт на примере автономного солнечного модуля для отдельного хозяйства может показать следующее. Солнечный фотовольтаический комплекс небольшой мощности (100 Вт) в сборе, включающую солнечную панель, аккумулятор, инвертор, предлагается на рынке в системе розничной продажи по ценам около 20 тыс. руб. (примерно 200 тыс. руб. на 1 кВт номинальной мощности). При коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ), равном 17 %, годовая выработка электроэнергии составит: 0,1 × 8760 × 17 % = 149 кВт·ч.
При розничных ценах на электроэнергию на уровне 4 руб/кВт·ч, использование комплекса позволит потребителю сэкономить в год 149 × 4 = 596 руб. (округлённо 600 руб.). Таким образом, простой срок окупаемости для него составит: 20 000/600 = 33 года.
Это существенно меньше, чем срок окупаемости сетевой СЭС для инвестора при отсутствии поддержки проекта извне, но также, с точки зрения прямого финансового эффекта, не имеет смысла для пользователя, хотя бы потому, что существенно превосходит предполагаемый срок службы комплекса (20–25 лет).
Если заложить в модель ежегодный рост розничных тарифов на электроэнергию на 10 % (что соответствует тенденции последних лет), то простой срок окупаемости сокращается до 13–15 лет, но это также вряд ли является достаточно интересным предложением с точки зрения прямой экономии средств. Тем не менее, в данном случае обозначается некоторая перспектива.
В случае с установкой ветрогенератора небольшой мощности данная перспектива обозначается ещё отчётливее. Цены на комплекс на основе ветрогенерации примерно в 1,5–2,0 раза ниже — 100–150 тыс. руб. на 1 кВт номинальной мощности. При той же величине КИУМ и, соответственно, выработке электроэнергии простой срок окупаемости ветрогенератора составит, в зависимости от динамики роста цен на электроэнергию, от 20–25 до 10–12 лет.
В любом случае, потребители всё чаще принимают решение об автономном энергообеспечении за счёт ВИЭ. Кроме того, традиционно популярны (на данный момент в бóльшей степени, чем ВИЭ) обычные дизельные или бензиновые генераторы.
С точки зрения инвестиционных затрат, генератор на углеводородном топливе предпочтительнее. Стоимость дизельного генератора на рынке на порядок ниже солнечного или ветроэнергетического комплекса; в пересчёте на единицу мощности её можно оценить в величину нальной мощности. В то же время, при расходе топлива примерно 0,3 л/кВт·ч и стоимости топлива для розничного потребителя около 30 руб/л, стоимость одного киловатт-часа электрической энергии, выработанной таким способом, составит 9 руб.
Экономическая эффективность установки на основе ВИЭ относительно генератора, работающего на «традиционном» углеводородном топливе, зависит от интенсивности энергопотребления данным пользователем.
При данных допущениях простая окупаемость установок на ВИЭ по сравнению с «традиционным» генератором наступает при потреблении выше 10–20 тыс. кВт·ч электроэнергии (100–200 тыс. руб. затраты на установку комплекса на основе ВИЭ против 9 руб. экономии на каждом 1 кВт выработанной энергии). Это сопоставимо с потреблением электроэнергии 5–10 домохозяйствами в течение года или одним домохозяйством в течение 5–10 лет, то есть данная цифра — простой срок окупаемости установок на ВИЭ по сравнению с дизельным генератором. Это оценки на текущий момент — стоимость, например, солнечных батарей в последние годы и десятилетия снизилась практически на порядок, и при сохранении существующих тенденций в ближайшее десятилетие ситуация с их ценовой конкурентоспособностью может кардинально улучшиться.
В то же время, автономные установки на основе ВИЭ и автономные генераторы следует рассматривать не столько в качестве конкурентов, сколько как взаимно дополняющие системы. Из соображений надёжности энергоснабжения наиболее целесообразна комбинированная система, включающая солнечные и ветряные установки в комбинации с дизельным генератором.
Дополнительный и очень мощный фактор конкурентоспособности автономных возобновляемых источников энергии включается в случае полного отсутствия сетевого энергоснабжения. В этом случае потребитель должен платить за технологическое подключение к сети, цена которого может составить несколько сотен тысяч рублей или даже более высокую сумму. В ряде случаев сами затраты на установку автономных систем на основе ВИЭ оказываются ниже стоимости технологического подключения; тем более если речь идёт о прокладке ЛЭП на расстояния до нескольких или даже нескольких десятков километров.
Это особенно актуально для сельских территорий, с преобладанием небольших населённых пунктов и отдельных отдалённых хозяйств, где сетевое энергоснабжение означает прокладку и последующее обслуживание протяжённых линий электропередач, при этом обслуживающих небольшое число потребителей.
Стоимость прокладки линий электропередач составляет от нескольких сотен тысяч до нескольких миллионов рублей на 1 км (табл. 1). Стоимость прокладки кабельных линий (КЛ) 6–10 кВ — от 700 до 2200 тыс. руб/км.
Кроме того, предусматриваются сопутствующие затраты:
- 3,3 % — временные здания и сооружения;
- 5,0–6,0 % — прочие работы и затраты;
- 2,6–3,18 % — содержание службы заказчика-застройщика и строительный контроль;
- 7,5–8,5 % — проектно-изыскательские работы, затраты на проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор (при осуществлении нового строительства — 8 %).
Общая сумма дополнительных сопутствующих затрат — около 20 % от стоимости собственно прокладки сети.
Базисные показатели стоимости трансформаторных подстанций (ПС) от 35/10 до 220/110/10 кВ составляют от 20,7 млн до 390,1 млн руб., а подстанций 10/0,4 кВ — 100–300 тыс. руб. Иными словами, в реальной ситуации общая сумма инвестиционных затрат на сетевое энергообеспечение вряд ли может быть ниже 1 млн руб. на 1 км сетей.
Рассмотрим возможные ситуации выбора между сетевым энергообеспечением и автономным на основе ВИЭ для населённого пункта с некоторой численностью населения и некоторым потреблением электроэнергии, отдалённого от ближайшего источника энергии на некоторое расстояние.
Допустим, средний объём потребления электроэнергии в данном населённом пункте — около 1200 кВт·ч на душу населения, исходя из отсутствия в нем энергоёмких предприятий, но при наличии некоторого количества энергопотребляющих производств и других видов деятельности, помимо потребления населения собственно домохозяйствами. Примерна такая величина характерна, в частности, для сельских территорий юга Российской Федерации.
В таком случае, годовое потребление электроэнергии посёлком, в зависимости от численности населения составит:
- 500 человек — 600 тыс. кВт·ч;
- 400 человек — 480 тыс. кВт·ч;
- 300 человек — 360 тыс. кВт·ч;
- 200 человек — 240 тыс. кВт·ч;
- 150 человек — 180 тыс. кВт·ч;
- 100 человек — 120 тыс. кВт·ч.
Существует задача энергообеспечения данных посёлков одним из двух возможных путей: модернизация (прокладка) ЛЭП протяжённостью 20 км и создание автономной генерации на основе возобновляемых источников энергии.
Кроме того, для сетевой и сбытовой компании существует задача извлечения прибыли, что является основной целью предприятия. В данном случае автономная генерация на ВИЭ рассматривается с позиций инвестора — потенциального поставщика электроэнергии.
Допустим, что в первом случае инвестор прокладывает ЛЭП, стоимость которой, исходя из 1 млн руб/км, составит 20 млн руб. Далее он приобретает электроэнергию на оптовом рынке по 1,7 руб. и поставляет потребителю по 4 руб. за 1 кВт·ч (также вполне типичная ситуация). Соответственно, маржинальная прибыль от продажи 1 кВт·ч электроэнергии составит 2,3 руб.
Во втором случае инвестор строит в посёлке генерирующие мощности на основе ВИЭ и продаёт электроэнергию посёлку по 3 руб/кВт·ч. Соответственно, маржинальная прибыль от продажи 1 кВт·ч электроэнергии равно выручке и составляет 3 руб/кВт·ч.
При этом исходим из того, что обеспечение электроэнергией за счёт ВИЭ из расчёта 1200 кВт·ч на душу населения требует установки мощностей ВИЭ в объёме около 1 кВт на душу населения, а стоимость установки 1 кВт составит 150 тыс. руб.
В обоих случаях мы для упрощения не учитываем постоянные операционные затраты, рассчитываем и сравниваем простые сроки окупаемости обоих вариантов для посёлков с населением (последовательно) 500, 400, 300, 200, 150 и 100 человек, лежащих за 20 км от сетевого источника электроэнергии.
В случае с прокладкой ЛЭП в посёлок с населением 500 человек с потреблением электроэнергии 600 тыс. кВт·ч маржинальная прибыль инвестора составит: 600 000 кВт·ч × 2,3 руб/кВт·ч = 1,38 млн руб.
Простой срок окупаемости, исходя только из величины маржинальной прибыли, составит: 20 000 000/1380 000 = 14,5 лет.
Фактический же срок окупаемости, учитывающий весь комплекс операционных затрат, налоги, амортизацию, средневзвешенную стоимость капитала (Weighted Average Cost of Capital, WACC), дисконтирование денежного потока, будет в несколько раз длиннее, что означает заведомую коммерческую нецелесообразность данного проекта для инвестора. Даже без учёта всех вышеперечисленных финансово-экономических параметров, введение в качестве допущения только ставки дисконтирования в 5 % удлиняет срок окупаемости проекта до 26 — более 100 лет, в зависимости от объёма потребления энергии посёлком (табл. 2). Тем более это относится к посёлкам с меньшей численностью населения.
В свою очередь, при данных допущениях автономный комплекс на основе ВИЭ также не может рассматриваться в качестве целесообразного с чисто коммерческой точки зрения. В данном случае срок окупаемости одинаков во всех случаях. Каждый 1 кВт мощности вырабатывает 1200 кВт·ч электроэнергии и, соответственно, даёт маржинальную прибыль 1200 × 3 = 3600 руб. В то же время инвестиционные затраты на создание 1 кВт составляют 150 тыс. руб. Соответственно, просто срок окупаемости: 150 000/3600 = 41,7 лет (табл. 3), что, тем не менее, короче по сравнению с вариантами прокладки ЛЭП для посёлков с населением менее 170–180 человек.
Данная модель при всей своей упрощённости достаточно убедительно демонстрирует, что при определённых параметрах потребителя энергии (размере населённого пункта, то есть объёме энергопотребления, и расстоянии до него) автономное энергоснабжение за счёт использования возобновляемых источников энергии оказывается целесообразнее сетевого. Прежде всего в поле зрения для более детального анализа попадают населённые пункты численностью менее 200–100 человек (или другие объекты с сопоставимым или меньшим уровнем потребления электроэнергии) и удалённые на 10–20 км и более. При сохранении тенденции к снижению стоимости энергетического оборудования на ВИЭ данный диапазон экономической эффективности ВИЭ будет расширяться.
Помимо этого, как уже говорилось выше, расчёт показывает необходимость тщательного выбора оптимальных ниш для реализации проектов энергетики на основе ВИЭ.
