Экономика возобновляемой энергетики в мире и в России

Экономическая специфика и расчёт основных показателей экономической эффективности ВИЭ

Вопрос экономической эффективности или неэффективности использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) поднимается часто. Основной показатель, используемый в дискуссиях по этому вопросу, — стоимость единицы (например, 1 кВт·ч) произведённой энергии при производстве энергии на основе ископаемых энергоносителей и при использовании ВИЭ. Существуют различные оценки, но вначале отметим, что это интегральный показатель, и кратко остановимся на исходных составляющих, из которых он складывается.

Прежде всего выделяются две основные группы затрат:
1. Инвестиционные затраты (инвестиции, капиталовложения) — на строительство объекта. Основная часть инвестиционных затрат, как правило, приходится на оборудование, строительство зданий и сооружений, приобретение земельного участка, создание инфраструктуры.
2. Операционные затраты (эксплуатационные затраты, текущие затраты) — связанные уже непосредственно с выпуском продукции — в нашем случае, с выработкой электроэнергии на уже построенной электростанции. Это затраты на сырье, материалы и комплектующие для производства продукции, оплату труда персонала, разного рода сопутствующие затраты и платежи.

В свою очередь, операционные затраты разбиваются на следующие группы:
2.1. Постоянные затраты, не зависящие от объёмов производства продукта, которые необходимо нести даже при отсутствии производства продукта.
2.2. Переменные затраты, зависящие от объёмов производства продукта, увеличивающиеся с ростом объёмов производства и уменьшающиеся при их снижении.

В структуру постоянных затрат обычно входит существенная часть затрат на оплату труда управленческого персонала, обслуживание оборудования, охрану и обеспечение безопасности предприятия. В структуру переменных затрат входят, прежде всего, сырье, материалы и комплектующие для производства продукции, значительная часть затрат на оплату труда основного производственного персонала. Основное и достаточно очевидное различие в структуре затрат между станциями на ископаемом сырье и на ВИЭ в том, что в первом случае переменные затраты будут высоки, во втором — практически отсутствовать.

Существенную долю затрат при работе станций на ископаемом сырье составляет исходный энергоноситель — газ, нефть, уголь, ядерное топливо. Его стоимость может составлять до 80 % и выше от всех операционных затрат предприятия, при этом резко меняться в зависимости от конъюнктуры цен на энергоносители. В случае с возобновляемыми источниками энергии (за исключением станций, работающих на биоресурсах) исходное сырье — воздух (ветер), солнечная энергия, текущая вода или приливные волны, геотермальная энергия и т.д., можно считать бесплатным или «условно бесплатным».

В этом на данный момент главное экономическое преимущество ВИЭ, позволяющее говорить об их большей экономической эффективности в долгосрочном плане.

В то же время, есть и недостатки, обусловленные прежде всего также самой природой энергоносителя — низкопотенциального (с низкой плотностью энергии, приходящейся на единицу площади) и недостаточно стабильного. Режим солнечного освещения резко меняется в течение суток и сезонов, изменения скорости ветра может быть просто непредсказуемой, и даже изменения речного стока могут быть резкими и не всегда прогнозируемыми.

На практике это означает отчуждение больших площадей, в частности, для строительства солнечных (СЭС) и ветростанций (ВЭС), большой расход материалов и комплектующих в пересчёте на единицу установленной мощности и, в дальнейшем, произведённой энергии, дополнительные затраты на аккумуляцию энергии и балансирование системы, особенно если речь идёт об автономной (изолированной) станции (рис. 1).

В итоге это выливается в более высокие инвестиционные затраты и впоследствии — в несколько более высокие постоянные операционные затраты. Именно инвестиционная составляющая ведёт к снижению ценовой конкурентоспособности ВИЭ в целом.

Запуск электростанции на ВИЭ практически всегда существенно дороже, чем запуск станции на ископаемом сырье, вырабатывающей то же количество энергии. Однако далее обслуживание (операционные затраты) для станции на ВИЭ практически всегда дешевле из-за отсутствия затрат на энергоносители и, чем выше цены на ископаемое энергетическое сырье, тем больше преимуществ получают ВИЭ.

Теоретически станция на ВИЭ всегда — раньше или позже, окупится относительно станции на ископаемом топливе, практически же срок окупаемости может превысить срок службы оборудования, то есть окупаемость просто не успеет наступить, даже если речь идёт о простом, а не дисконтированном сроке окупаемости.

Снижение инвестиционных затрат для ВИЭ является вопросом научно-технического прогресса, развития технологий, позволяющих более полно и с меньшими затратами использовать естественные энергетические потоки. В последние десятилетия здесь достигнуты впечатляющие результаты, прежде всего в солнечной энергетике, где инвестиционные затраты снизились в несколько раз (хотя они остаются выше, чем у ветроэлектростанций). Тем не менее, на данный момент они в среднем остаются выше или даже существенно выше по сравнению с затратами на строительство электростанций на ископаемом топливе.

Обычно при сравнении экономической эффективности в открытых источниках даются относительные показатели — затраты на единицу установленной мощности и на единицу выработки электроэнергии. Однако, для лучшего понимания реальной экономической составляющей, важно перевести это на язык абсолютных цифр, что мы и сделаем ниже.

Подробно экономические аспекты, включая инвестиционные затраты, рассматриваются также в [2].

В данном случае для иллюстрации сопоставим показатели экономической эффективности для трёх наиболее «ходовых» типов электростанций, использующих невозобновляемые и возобновляемые источники энергии — «обычную» теплоэлектростанцию (ТЭС) на газе, ветростанцию на суше (ВЭС) и солнечную фотовольтаическую (СЭС) станцию (табл. 1), используя данные US EIA для США:
- о расчётных инвестиционных, постоянных и переменных операционных затратах, от 2012 года для электростанций, вводимых в действие в 2013 году;
- о расчётных выровненных затратах на электроэнергию для нового поколения мощностей, вводимого в 2019 году.

Видно, что инвестиционные затраты в расчёте на единицу установленной мощности у ВЭС и ТЭС заметно выше. Если же говорить об общих инвестиционных затратах, разница будет ещё выше, при этом существенно. Если мы исходим из того, что станция на ВИЭ должна вырабатывать столько же электроэнергии, сколько и ТЭС, мы должны брать в расчёт коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) разных типов станций. Мы видим, что у газовой ТЭС он составит 87 %, к ВЭС — 35 %, у СЭС — 25 %. При данном КИУМ, газовая ТЭС (в нашем примере — мощностью 620 МВт) произведёт в год электрическй энергии: 620 МВт × 8760 ч × 87 % = 4725 ГВт·ч.

Для годовой выработки того же количества электроэнергии на станциях, использующих ВИЭ, с учётом КИУМ, потребуется возвести:
620 МВт × 87 % / 35 % = 1541 МВт ВЭС
и: 620 МВт × 87 % / 25 % = 2157 МВт СЭС.

Таким образом, общие инвестиционные затраты составят: 
для газовой ТЭС — 620 МВт × $ 917 тыс. / 1 МВт = $ 569 млн;
для ВЭС — 1541 МВт · $ 2213 тыс. / 1 МВт = = $ 3411 млн (на $ 2842 млн выше);
для СЭС — 2157 МВт · $ 3873 тыс. / 1 МВт = = $ 8356 млн (на $ 7788 млн выше).

Далее ВЭС или СЭС будут давать положительный экономический эффект за счёт менее высоких переменных операционных затрат.

Параллельно мы можем примерно рассчитать цены на газ, заложенные в показатели переменных затрат по газовой ТЭС. Собственно, затраты на топливо составляют: 0,05 – 0,004 = $ 0,046 за 1 кВт·ч.

Исходя из того, что на выработку 1 кВт·ч уходит примерно 0,3 м³ газа, стоимость 1 м³ газа составит: 0,046 / 0,3 = $ 0,15 за 1 м³ или $ 150/1000 м³, или при курсе рубля 55,0 — 2,72 руб/м³. В случае с газовой ТЭС постоянные операционные затраты составят $ 13,2 на 1 кВт установленной мощности в год или всего:
$ 13,2 × 620 000 МВт = $ 8 млн в год.

Суммарные переменные затраты при годовой выработке 4725 ГВт·ч составят:
$ 0,05 × 4725 ГВт·ч = $ 236 млн в год.

Суммарные операционные затраты для газовой ТЭС составят: $ 8 + $ 236 = $ 244 млн в год.

Сравним их с суммарными операционными затратами (включающими только постоянные) ВЭС, вырабатывающей то же количество энергии: $ 39,55 / 1 кВт × 1541 МВт = $ 61 млн.

Таким образом, превышение инвестиционных затрат на строительство ВЭС над газовой ТЭС составляют:
$ 3411 млн – $ 569 млн = $ 2842 млн.

В свою очередь, ежегодная экономия на операционных затратах ВЭС по сравнению с газовой ТЭС составит: $ 244 млн – $ 61 млн = $ 183 млн.

Отсюда можно вычислить простой срок окупаемости ВЭС относительно ТЭС: $ 2842 млн / $ 183 млн в год = 15,5 лет.

Аналогичные расчёты можно провести и для СЭС — в данном случае простой срок окупаемости составит 40,7 лет (табл. 2). В этом случае срок окупаемости рассматривается без учёта дисконтирования. При введении в расчёты ставки дисконтирования всего 5 % (заведомо заниженная величина для проектов такого рода) срок окупаемости ВЭС вырастет до примерно 30 лет, а СЭС — до величины порядка нескольких тысяч лет, что делает рассмотрение лишённым смысла.

Из этого примера следует, что станции на ВИЭ, безусловно, до сих пор требуют в большинстве случаев существенных мер поддержки. Окупаемость в течение нескольких десятков лет, как правило, не является для частного инвестора привлекательной. Серьезным препятствием являются и высокие инвестиционные затраты как таковые. В связи с этим более эффективной будет поддержка именно на инвестиционной стадии, связанная с компенсацией инвестиционных затрат, и, в меньшей степени, определённые льготы, связанные с тарифным и налоговым режимом уже на эксплуатационной стадии, что в сущности можно сказать про любой инвестиционный проект.

На основе данных табл. 1 мы можем рассчитать и выровненные затраты на единицу произведённой энергии (Levelized Costs of Energy, LCoE). Это все затраты, включая инвестиционные и операционные, равномерно распределённые на некотором интервале времени, составляющем жизненный цикл станции (обычно в интервале 20–40 лет).

Рассмотрим их на 30-летнем интервале (табл. 3). За это время каждая станция произведёт 141,7 млн МВт·ч (141,7 млрд кВт·ч) электроэнергии.

Для газовой ТЭС инвестиционные затраты на 1 кВт·ч составят: $ 569 млн / 141,7 млрд кВт·ч = $ 0,004.

Постоянные операционные затраты $ 8 млн в год при годовом производстве электроэнергии 4725 млрд кВт·ч в пересчёте на 1 кВт·ч составят: $ 8 млн / 4725 млрд кВт·ч = $ 0,002.

Переменные затраты (не требующие трансформации и уже выраженные в $ / кВт·ч) составляют $ 0,05. Таким образом, общие выровненные затраты составят: $ 0,004 + $ 0,002 + $ 0,05 = $ 0,056, то есть 5,6 центов/кВт·ч или по курсу 55,0 — 3,08 руб/кВт·ч.

Отметим, что в общей структуре выровненных затрат доля инвестиционной составляющей для ТЭС составила всего 7,1 %, тогда как для ВЭС и СЭС — 64,9 и 84,3 %, соответственно.

Это упрощённый расчёт, в более полном виде формула расчёта выровненных затраты может выглядеть так [1]:

где LEC (Levelized Energy Costs) — выровненные затраты за данный период; I_t — инвестиционные затраты в год t; M_t — эксплуатационные и ремонтные затраты в год t; F_t — затраты на топливо в год t; E_t — объём производства энергии в год t; r — ставка дисконтирования денежных потоков; n — продолжительность данного периода (жизненного цикла генерирующей станции), лет.

Отметим также, что показатель выровненных затрат на определённом (и достаточно длительном) интервале времени даёт определённое представление об общих экономических параметрах. В то же время это весьма «сглаженный» показатель, не дающий представления о динамике затрат во времени. Так, в нашем примере выровненные затраты на 30-летнем интервале для ВЭС оказываются существенно ниже, чем для углеводородной ТЭС, что, однако, совсем не означает однозначной целесообразности инвестиционного решения в пользу ВЭС.

По выровненным затратам большой массив данных приводит Международная ассоциация возобновляемой энергетики (International Renewable Energy Association, IRENA). Средние мировые величины выровненных затрат, по данным этой организации, варьируются в очень широком диапазоне (табл. 4).

По этим данным (результаты расчётов, представленных в табл. 3, укладываются в данный диапазон, а в случае с ВЭС на суше полностью совпадают со средним показателем) мы видим, что на данный момент средние затраты на производство электроэнергии остаются наименьшими у станций, работающих на ископаемом углеводородном сырье. В то же время, в ряде случаев дешевле оказываются станции на ВИЭ, а диапазон затрат на производство единицы энергии у них очень широк. В частности, затраты для фотовольтаических СЭС могут различаться в пять раз, для ВЭС на суше — почти в шесть раз.

Это в огромной степени связано с зависимостью потенциала ВИЭ от местных географических, природных, отчасти и хозяйственных условий. О географических закономерностях ВИЭ и развития энергетики на их основе подробно говорится в [6]. Экономическая эффективность станций на ВИЭ и сама целесообразность их размещения в существенно большей степени зависит от условий данного места, чем в случае со станциями на ископаемых энергоносителях. Географический фактор играет существенно более важную роль. Это также ключевой момент, связанный с экономической спецификой ВИЭ. Говорить об их эффективности или неэффективности «вообще», в отрыве от определённых условий, вряд ли имеет смысл, а основной задачей становится выбор оптимальных ниш (прежде всего, физико-географических и экономико-географических) для размещения станций и развития энергетики на возобновляемых источниках энергии.

Экономика электростанций на ВИЭ в России

На данный момент информации об экономической составляющей ВИЭ в РФ недостаточно. Реализованных проектов, во всяком случае крупных, пока очень немного — при этом больше заявленных проектов. По информации АТС [7], инвестиционные затраты для проектов ВИЭ, прошедших конкурсный отбор в 2013– 2016 годах, составляют: для проектов солнечной энергетики — от 95 тыс. (СЭС «Рудник» в Белгородской области) до 130 тыс. руб/кВт (Алтайская «СЭС-5»); для проектов ветроэнергетики — от 65 тыс. до 155 тыс. руб/кВт.

В данном случае речь идёт о плановых затратах. Что касается фактических инвестиционных затрат — на уже пущенные в эксплуатацию электростанции на ВИЭ, есть некоторые данные по солнечным электростанциям, приводимые в отраслевых источниках (табл. 5).

По информации «Хевел» и «ЕвроСибЭнерго», при строительстве СЭС использовались, большей частью, отечественное оборудование, материалы и комплектующие — на 70 и 55 %, соответственно, в соответствии с требованиями по локализации производства на территории России. При этом «Хевел» располагает собственным производством солнечных панелей (город Новочебоксарск Республики Чувашия), а «ЕвроСибЭнерго» в ходе строительства Абаканской СЭС создало собственное производство мультикристаллического кремния и инверторов.

Есть также данные о выработке электроэнергии рядом солнечных станций, введённых в эксплуатацию в последние годы (табл. 6). Отсюда мы можем вычислить выровненные инвестиционные затраты на выработку 1 кВт·ч электроэнергии на российских солнечных электростанциях (табл. 7). Они составляют 2,2–2,7 руб/кВт·ч; мы можем принять среднюю величину в 2,5 руб/кВт·ч.

Ещё меньше информации об операционных затратах российских станций на ВИЭ. По данным различных европейских и американских источников [1], операционные затраты отличаются большим разбросом, составляя: для солнечных станций мощностью от 5 МВт, от 21 до более 80 евро/кВт при средних значениях 40– 70 евро/кВт в год; для солнечных станций мощностью от 100 кВт — 60–90 евро/кВт; для ветростанций — 29–80 (в среднем — 40–60) евро/кВт.

По имеющимся российским солнечным станциям есть отдельные данные о численности персонала. В частности, по имеющимся данным, на Абаканской СЭС мощностью 5,2 МВт задействовано шесть сотрудников; на Кош-Агачской СЭС мощностью 5 МВт — примерно десять сотрудников. Иными словами, мы можем говорить о необходимости привлекать примерно одного-двух (в среднем полтора) работников на 1 МВт установленной мощности.

Допустим, средняя зарплата работника станции (с учётом НДФЛ) — 35 тыс. руб. в месяц или 420 тыс. руб. в год. Общая сумма выплат на одного работника с учётом социальных отчислений (30,2 %) составит величину: 420 000 × 1,302 = 547 тыс. руб. в год.

Соответственно, на шесть сотрудников (вариант Абаканской СЭС) она составит: 547000 × 6 = 3,282 млн руб. в год; а на десять сотрудников (вариант КошАгачской СЭС): 547 тыс. × 10 = 5470 тыс. руб/год.

Данные станции должны произвести 7500 МВт·ч в год электроэнергии каждая. Соответственно, выровненные затраты на оплату труда в пересчёте на 1 кВт·ч составят от 3282/7500 до 5470/7500 = 0,44– 0,73 руб/кВт·ч.

Операционные затраты, конечно же, не исчерпываются затратами на оплату труда, но, в случае с электростанциями на ВИЭ, составляют существенную их часть. По данным западных источников, затраты на ремонт оборудования и оплату труда составляют более 70 % операционных затрат, а для ветростанций затраты только на оплату труда персонала — примерно 36–39 % [1].

Можно предполагать, что, в случае с СЭС, доля затрат на ремонт оборудования будет ниже; соответственно, доля затрат на оплату труда персонала — выше. Можно допустить, что она составит около 50 %, то есть для СЭС сумма всех операционных затрат составит 0,88–1,46, в среднем 1,2 руб/кВт·ч.

По данным для Куликовской ВЭС в Калининградской области — практически единственной крупной станции на ВИЭ, работавшей в Российской Федерации достаточно длительное время, средневзвешенные операционные затраты оценены в 0,46 руб/кВт·ч [1].

Это заметно меньше, однако это другой тип станции, затраты относятся к периоду работы станции, включавшему 1990-е и 2000-е годы и, кроме того, остаётся вопрос о методике расчёта.

Мы можем также провести сопоставление с западными данными (см. выше). Согласно им, операционные затраты для СЭС мощностью от 5 МВт составляют 40–70 евро/кВт в год. При КИУМ станции, равным 17 %, годовая выработка электроэнергии на 1 кВт станции составит: 8760 × 17 % = 1489 кВт·ч.

Таким образом, операционные затраты в пересчёте на 1 кВт·ч составят от 40/1489 до 70/1489 = 0,03–0,05 евро/ кВт·ч. При курсе евро 60 руб. это эквивалентно 1,8–3,0 руб/ кВт·ч, что уже превышает рассчитанные нами показатели для российских СЭС.

Продолжая расчёт выровненных затрат по действующим солнечным электростанциям, складываем инвестиционные (табл. 7) и операционные затраты и получаем суммарную величину: 2,5 + 1,2 = 3,7 руб/кВт·ч. Этот показатель сопоставим со средними мировыми данными.

Следующий аспект экономики возобновляемых источников энергии касается малой автономной энергетики. Она ориентируется на низовой уровень, начиная от отдельных хозяйств (в том числе отдельных домохозяйств), включая отдельные предприятия и отдельные населённые пункты. С точки зрения затрат, минусом автономных систем по сравнению с сетевыми являются дополнительные затраты на системы аккумуляции энергии.

Плюсом же является конкуренция не с оптовыми, а с более высокими розничными ценами на электроэнергию, с которыми сталкиваются отдельные частные потребители энергии.

В случае с сетевой энергетикой для оценки эффективности работы ветрои солнечной электростанций или другой станции на возобновляемых источниках энергии мы привязываемся к оптовым ценам продажи энергии на рынке и рассматриваем ситуацию с позиций прибыли для инвестора.

В случае с автономной энергетикой мы 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.

В данном случае также проведём простейшие расчёты.

Итак, солнечный фотовольтаический комплекс небольшой мощности (100 Вт) в сборе, включающий солнечную панель, аккумулятор, инвертор, предлагается на рынке в системе розничной продажи по ценам около 20 тыс. руб. (примерно 20 тыс. руб/кВт номинальной мощности).

При величине КИУМ, равной 17 %, годовая выработка электроэнергии составит: 0,1 × 8760 × 17 % = 149 кВт·ч, то есть округлённо 150 кВт·ч.

При розничных ценах на электроэнергию на уровне 4 руб/кВт·ч, использование комплекса позволит потребителю сэкономить в год 150 × 4 = 600 руб.

Таким образом, простой срок окупаемости для него составит 20 000 / 600 = 33 года. Это, с точки зрения прямого финансового эффекта, не имеет смысла для пользователя, хотя бы потому, что превосходит предполагаемый срок службы комплекса.

Выровненные затраты (в данном случае, будем считать, что они ограничены инвестиционными затратами) составят на 30-летнем интервале: 20 000 / (150 × 30) = 4,4 руб/кВт·ч.

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. Однако в данном случае уже обозначается некоторая перспектива, тем более, с учётом вероятного продолжения снижения стоимости фотовольтаических комплексов.

В случае с установкой ветрогенератора небольшой мощности данная перспектива обозначается ещё отчётливее. Цены на комплекс на основе ветрогенерации примерно в полтора-два раза ниже: 100– 150 тыс. руб/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.

Выровненные затраты составят: 150 000 / (150 × 30) = 3,0 руб/кВт·ч.

Дополнительный и очень мощный фактор конкурентоспособности автономных станций на 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 возобновляемых источников энергии оказываются ниже стоимости технологического подключения; тем более, если речь идёт о прокладке линии электропередач 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 ЛЭП составляет от нескольких сотен тысяч до нескольких миллионов рублей на 1 км (табл. 8). Стоимость прокладки кабельных линий (КЛ) 6–10 кВ — от 700 до 2,2 млн 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, строительный контроль; 7,5–8,5 % — проектноизыскательские 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 — от 20,7 млн до 390,1 млн руб. ПС 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.

В настоящее время 1 млн руб. — это стоимость примерно 7 кВт электроэнергетических мощностей на основе ВИЭ, если рассматривать комбинированную систему, включающую солнечные и ветроэнергетические установки, средней стоимостью из расчёта 150 тыс. руб/кВт установленной мощности.

Эти 7 кВт мощности выработают за год — при среднем КИУМ, равном 15– 20 % — примерно 9–12 тыс. кВт·ч электроэнергии, что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии тремя-четырьмя домохозяйствами, отдельной животноводческой точкой или малым сельскохозяйственным предприятием. В данном случае необходимость прокладки 1 км ЛЭП означает, что даже объём инвестиций при выборе, в качестве альтернативы, автономного энергообеспечения на ВИЭ, будет ниже. Кроме того, далее экономический эффект достигается за счёт отсутствия платы за электроэнергию.

Соответственно, при большей удалённости точки потребления прямой положительный эффект от использования автономных ВИЭ будет сильнее, а их использование окажется целесообразным не только для отдельных домохозяйств или крестьянских хозяйств, но и для целых населённых пунктов и более крупных промышленных и сельскохозяйственных объектов. Точный ответ о большей целесообразности того или иного способа энергоснабжения может быть дан уже в каждом конкретном случае после исследования местных условий.

Отметим, что в последние годы популярность автономных систем на ВИЭ в России растёт; общий объём продаж только солнечных установок составляет 6 МВт в год [9] — в данном случае позиция потребителей сама по себе говорит об экономической целесообразности ВИЭ в определённых ситуациях и наличии в нашей стране перспективных ниш для развития возобновляемой энергетики.

Выводы

Интегральные относительные показатели экономической эффективности работы электростанции, такие, как стоимость единицы установленной мощности и произведённой электроэнергии, не отражают в достаточной степени реальные экономические характеристики станции. Для выводов и принятия решений об экономической целесообразности того или иного варианта энергообеспечения требуется анализ фактических инвестиционных и операционных затрат и их распределения во времени.

Данный анализ показывает, что на данный момент в большинстве случаев электростанции на основе ВИЭ остаются дорогостоящими и отличаются высокими сроками окупаемости относительно станций на ископаемых энергоносителях — как правило, это неприемлемо для потенциального частного инвестора при отсутствии достаточно мощной внешней финансовой поддержке проекта.

В то же время показатели экономической эффективности станций на ВИЭ существенно различаются — в ряде случаев на порядок, что говорит о кардинально различающихся условиях возведения и работы станций, в том числе географических и природных условий.

В связи с этим ключевой задачей является выбор оптимальных ниш, где электростанции на ВИЭ были бы экономически эффективны.

В Российской Федерации опыт строительства и работы станций на ВИЭ пока невелик, и информации, позволяющей оценивать их экономические параметры, немного. Однако имеющиеся данные говорят о сопоставимости экономических параметров российских станций и средних мировых.

На основе анализа имеющейся информации мы также можем сделать вывод о наличии экономически перспективных ниш развития энергетики на ВИЭ в России. В частности, такой нишей является малая автономная возобновляемая энергетика, ориентированная на обслуживание отдалённых районов, точек с небольшим объёмом энергопотребления и испытывающих трудности с сетевым энергоснабжением.