энергоэффективность виэ

Энергоэффективность и ВИЭ

Энергоэффективность в строительстве и в других секторах экономики и технологии, основанные на использовании возобновляемых источниках энергии, — это очень близкие, родственные области. При этом, если потребитель по сути своей «неэнергоэффективный», говорить об использовании возобновляемых источников энергии попросту бессмысленно. И подачу питания на лампочки накаливания с фотоэлектрических панелей энергосбережением назвать нельзя. Как, собственно, нельзя назвать им и отопление с помощью солнечной энергии неутеплённого дома, по которому гуляют сквозняки. Одним словом, использование ВИЭ целесообразно только тогда, когда потребитель не только станет достаточно осведомленным в вопросах энергоэффективности и глубоко осознает необходимость экономии энергии, но и примет реальные меры по энергосбережению. Только в этом случае возобновляемые источники энергии смогут дополнительно и ощутимо повысить энергоэффективность того или иного объекта жилищного строительства или другого конкретного потребителя энергии. И лишь тогда мы вплотную подойдём к воплощению «голубой мечты» строителей и вообще общества — создать объекты с нулевым энергетическим балансом.

Несмотря на то, что в большинстве случаев аббревиатура ВИЭ ассоциируется прежде всего с энергией солнца и ветра, понятие «возобновляемая энергетика» подразумевает довольно широкий спектр как первичных источников энергии, так и технологий, в основе которых они лежат. К упомянутым технологиям, например, относятся методы использования не только солнечной и ветровой энергии, но и биомассы, её переработки с получением энергии, биотоплив с новыми потребительскими качествами и т. Сюда же можно отнести гидроэнергетику — малые реки и водотоки, волновую и приливную (моря). Кроме того, это утилизация геотермального и сбросного тепла, природного либо антропогенного происхождения и др. (рис. Одним словом, это широкий спектр методов и технологий, со своей спецификой и особенностями. Поэтому очень важным является тот факт, что классификация технологий возобновляемой энергетики и эффективных ниш её применения в настоящее время упорядочивается на основе накапливаемого международного опыта.

Помимо практической деятельности и реальных свершений в области ВИЭ, о возобновляемой энергетике ведётся очень много разговоров, выходит внушительный объём публикаций, в которых приводятся разные, причём нередко радикально полярные, точки зрения. Есть неофиты-энтузиасты утверждающие, что возобновляемая энергетика — это уже «наступившее будущее», потому про все существующие методы генерации энергии следует забыть, и немедленно начать всю энергосферу переводить на «ВИЭ-рельсы». Очень много и скептиков, в первую очередь в России, в том числе в нашем академическом сообществе, сторонников необходимости дальнейшего совершенствования и развития традиционной энергетики на ископаемых топливах и атомной энергии, благо Бог не обидел нашу уникальную страну огромными запасами этих — тоже природных — энергетических ресурсов.

Сегодня очень важно расставить точки над «i», а также определиться с терминами и приоритетами с тем, чтобы не вводить в заблуждение как широкую общественность, так и людей, принимающих решения в области энергетики.

ВИЭ: мировая статистика и сегменты

Произнося словосочетания «централизованная энергетика», «большая энергетика», «крупная энергетика», «распределённая и индивидуальная энергетика», нужно понимать, что у каждого из этих секторов есть своя специфика.

Мощность энергоустановок на возобновляемых источниках энергии (без учёта крупных ГЭС) сегодня уже более чем в два раза превышает мощность всех атомных электростанций (около 340 ГВт), действующих в 32 странах мира. Это в три раза больше мощности всех электростанций России. С прошлого года энергетических мощностей на ВИЭ в мире вводится в эксплуатацию столько же, сколько и традиционных. И данный тренд только развивается. В то время, когда традиционная энергетика развивалась в последние 15 лет с темпом около 1,5–2,0 % в год, возобновляемая — в десятки процентов ежегодно, а солнечная — устойчивых 50 % в год.

Например, суммарная установленная мощность всех электростанций мира сейчас составляет около 4,5–5,0 ТВт. На первом месте находятся США с показателем более 1 ТВт, Китай — около 1 ТВт, Япония имеет порядка 300 ГВт энергетических мощностей. Россия находится на четвёртом месте с приблизительно 230 ГВт установленной мощности

Следует признать, что, возможно, в данных рассуждениях есть некоторый спекулятивный элемент — традиционные энергетики могут аргументировано возразить: ведь коэффициент использования установленной мощности для энергоустановок на возобновляемых источниках энергии, конечно, существенно меньше, чем для угольных или атомных станций. Поэтому более правомерно говорить не об установленной мощности, а о доле в балансе производимой полезной энергии. Давайте оценим вклад возобновляемой энергетики в глобальное потребление энергии и в производство электроэнергии и в этом разрезе (рис. 2 и 3).

ВИЭ сегодня обеспечивают значительный вклад в мировое потребление энергии, оцениваемый около 19,1 % (рис. Вместе с тем большая часть мирового энергобаланса по прежнему покрывается традиционными ископаемыми органическими топливами — 78,3 % (уголь, газ, нефть), а также ядерной энергией — около 2,6 %. Вклад современных технологий энергетического использования ВИЭ (включая крупные ГЭС) в мировой энергобаланс оценивается на уровне 10,1 %. 4,1 % приходится на технологии производства тепловой энергии на ВИЭ, 3,9 % — на гидроэнергетические установки, 1,3 % — на другие генерирующие электроэнергию установки на ВИЭ и 0,8 % — на производство современных биотоплив.

Следует отметить, что гидроэнергетический потенциал крупных рек в мире освоен уже примерно на треть, причём неосвоенная его часть сосредоточена преимущественно в развивающихся странах, и дальнейшее развитие крупной гидроэнергетики ограничено в том числе экологическими ограничениями (затопление больших территорий и т.

Потребление традиционной биомассы в мире неуклонно сокращается в связи с переходом на более совершенные технологии теплоснабжения и приготовления пищи. Таким образом, расширение масштабов освоения ВИЭ в мире сегодня связывается лишь с относительно новыми технологиями их энергетического использования, и среди специалистов преобладает второй подход, при котором к ВИЭ относят только новые технологии, а крупные ГЭС мощностью более 25 МВт и традиционная биомасса, используемая для теплоснабжения и приготовления пищи, из рассмотрения исключаются.

Если отдельно рассматривать только производство электроэнергии, как наиболее эффективного энергоносителя, определяющего уровень технологического развития стран, то в этом случае вклад всех видов ВИЭ в мировое производство электроэнергии в 2014 году составлял около 22,8 %, из них на гидроэнергетику приходилось 16,6 %, а на другие ВИЭ — 6,2 % (рис.

Инерционность энергетики является «притчей во языцех» — новые технологии здесь пробиваются десятилетиями. И потому упомянутый рывок ВИЭ-сектора за прошедшие 10–15 лет выглядит особенно фантастичным. Так что говорить о том, что возобновляемая энергетика сегодня — это «мелочёвка, не заслуживающая внимания», уже нет оснований. Она — отдельная, сложившаяся отрасль мировой энергетики, и в этой отрасли есть свои страны-лидеры. В частности, безусловным лидером по установленной мощности является Китай, далее идут США, Германия, Италия, Испания, Япония и Индия (рис.

При этом уже сейчас больше 160 стран приняли свои программы, свои индикаторы развития возобновляемой энергетики, которые сводятся к тому, что к 2020 году во многих странах до 20 % энергобаланса будет обеспечиваться за счёт возобновляемых ресурсов. В этом разрезе наиболее амбициозны европейские планы — 40 %-я ВИЭ-составляющая в общем энергобалансе к 2040 году!

Инвестиции в возобновляемую энергетику за рубежом непрерывно растут (рис. Небольшое падение наблюдалось в 2011–2013 годах, но это объяснялось финансово-экономическим кризисом. В последние же годы пошёл резкий подъём. Ныне в ВИЭ-энергетику ежегодно вкладывается до $300 млрд. Причём, несмотря на падение инвестиций в прошедшие годы, статистически каждый ежегодный ввод мощностей был больше по сравнению с предыдущим. Это ярко свидетельствует о том, что ВИЭ-технологии дешевеют.

Наиболее активно инвестируется солнечная энергетика — более $150 млрд, а также ветроэнергетика — около $100 млрд.

Интегральные показатели развития возобновляемой энергетики в мире в период с 2004 по 2014 год, позволяющие объективно оценить темпы её роста за последние 10 лет, приведены в табл.

Сколько все это стоит?

«Убийственным» аргументом сторонников традиционной энергетики является утверждение о чрезвычайной дороговизне энергии, получаемой с помощью ВИЭ. Отчасти этот аргумент справедлив. Ускоренное освоение ВИЭ в большинстве стран осуществляется при определяющей государственной политической, законодательной и прямой финансовой поддержке. На ВИЭ тратятся немалые суммы (рис. 5) как из государственных бюджетов, так и частными компаниями. Как отмечалось выше, лидерами в практическом освоении ВИЭ являются прежде всего страны Европы, Китай, США, Индия и некоторые другие, которые сегодня находятся в сильной зависимости от импорта традиционных энергоресурсов из других регионов мира. Для этих стран основной мотивацией развития ВИЭ является политическое стремление повысить свою энергетическую безопасность и снизить зависимость от импорта энергоресурсов в будущем.

Прогресс в развитии технологий производства фотоэлектрических преобразователей привёл к снижению стоимости вырабатываемой ими энергии с 1980 года по настоящее время почти в 100 раз, а от ветроустановок — в 10–15 раз

Важной причиной развития ВИЭ является также и то, что многие технологии энергетического использования ВИЭ продемонстрировали возможность кратного снижения стоимости производства энергии. Так, прогресс в развитии технологий производства фотоэлектрических преобразователей привёл к снижению стоимости вырабатываемой ими энергии с 1980 года по настоящее время почти в 100 раз, а от ветроустановок — в 10–15 раз. Важным фактором является и создание новых отраслей промышленности, себестоимость выпускаемой продукции, в которых снижается с ростом объёмов производства.

Немаловажной причиной активной государственной поддержки развития ВИЭ в ряде стран является ориентация на экспорт новых технологий и оборудования в другие страны. Этот аргумент признается одним из ключевых при государственной поддержке предприятий в Китае, завоевавшем большую долю мирового рынка фотоэлектрических преобразователей, в Германии и в других европейских странах.

Практическое освоение ВИЭ ведёт к созданию новых рабочих мест, развитию малого и среднего бизнеса и, тем самым, положительно сказывается на социально-экономических условиях. В 2014 году суммарное количество рабочих мест, связанных с возобновляемой энергетикой в мире достигло около 8 млн, в том числе в странах Евросоюза более 1,2 млн (в том числе в Германии — 371 тыс. , во Франции — 176 тыс. ), в США — более 0,7, в Китае — 3,3, в Бразилии — около одного, в Индии — около 0,5, Японии — 0,2 млн. И всё же — сколько стоит сегодня энергия от установок на ВИЭ?

Не будем уходить от ответа на этот вопрос путём лишь общих рассуждений. Приведём конкретные цифры. В соответствии с недавними обстоятельными исследованиями Международного агентства по возобновляемой энергетике (International Renewable Energy Association, IRENA) некоторые технологии производства энергии с использованием возобновляемых источников энергии достигли экономически конкурентоспособного уровня по отношению к традиционным технологиям использования органического топлива. Во многих регионах мира биоэнергетические установки, малые гидроэлектростанции, геотермальные и ветровые установки промышленного уровня (мощность более 1 МВт) стали способны производить электроэнергию по той же или более низкой стоимости, чем промышленные энергоустановки на горючих ископаемых (рис.

Важно отметить, что приведённые затраты на производство электроэнергии на крупных фотоэлектрических станциях (ФЭС), построенных в 2014 году по отношению к 2010 году снизились почти в два раза, а на солнечных тепловых электростанциях с концентраторами солнечного излучения (СЭС) в полтора раза, продолжилось снижение стоимости электроэнергии генерируемой вновь построенными наземными и офшорными ветроэлектростанциями (ВЭС). Многие биоэнергетические, малые гидрои геотермальные энергоустановки во многих регионах мира стабильно конкурируют с традиционными энергоустановками.

Стоимость коммерческих фотоэлектрических модулей за последние пять лет снизилась почти на 75 %, а удельные капитальные затраты на строительство ФЭС сократились на 30–60 %.

Стоимость электричества на новых наиболее эффективных фотоэлектрических станциях уже снизилась до восьми центов за 1 кВт⋅ч, в то время как стоимость энергии от крупных традиционных электростанций на органическом топливе, как правило, лежит в диапазоне 4,5–14 центов за 1 кВт⋅ч. Оценки показывают, что в наиболее благоприятных климатических условиях и при наличии недорогих заёмных финансовых ресурсах сегодня возможно создание солнечных фотоэлектрических электростанций, производящих электроэнергию по стоимости менее шести центов за 1 кВт⋅ч, а ветровых наземных ферм — менее пяти центов за 1 кВт⋅ч без дополнительной финансовой поддержки проектов.

Условия развития ВИЭ в России

Россия, безусловно, лучше, чем многие другие страны в мире, в целом обеспечена собственными запасами традиционных топливно-энергетических ресурсов. Однако очевидно, что запасы относительно недорогих нефти и газа небезграничны, на разведку и освоение новых месторождений требуются всё возрастающие затраты, и уже сегодня необходимы стратегические разработки, направленные на совершенствование топливно-энергетического баланса, повышение эффективности использования энергетических ресурсов, диверсификацию первичных источников энергии, включая разумное использование возобновляемых источников энергии, и, тем самым, на укрепление энергетической безопасности страны, её регионов и отдельных потребителей.

Отметим, что энергетика — крайне инерционный сектор экономики, поэтому технологии, которые могут претендовать на заметное место в энергетике через 30–50 лет, должны разрабатываться и апробироваться уже сегодня.

Важной особенностью России с её большой территорией является то, что 2/3 этой территории с населением несколько миллионов человек находится вне сетей централизованного энергоснабжения. Это районы страны с наиболее высокими затратами на топливо и производство электроэнергии, как правило, на дизельных энергоустановках (величиной 20–30 руб/кВт⋅ч, а в некоторых местах до 100 руб/кВт⋅ч и выше).

Большая часть районов страны, в том числе на юге России, энергодефицитна. Эти районы нуждаются в завозе топлива и поставке энергии. Для них столь же актуально решение проблемы региональной энергетической безопасности, как и для стран-импортёров энергоресурсов. В нашей стране — «газовой державе» — газифицировано немногим более 50 % городских и около 40 % сельских населённых пунктов. Здесь используются уголь, нефтепродукты, являющиеся источниками локального загрязнения окружающей среды. Участившиеся природные катаклизмы показали, что в районах централизованного энергоснабжения назрела необходимость развития малой распределённой генерации, решающей проблему повышения надёжности энергоснабжения потребителей в небольших населённых пунктах, расположенных в зонах централизованного энергоснабжения, электроснабжение которых сегодня осуществляется через ЛЭП, а теплоснабжение — с помощью местных котельных.

Сложившаяся в стране энергетическая ситуация далека от оптимальной и требуется реализация комплекса мер по повышению энергетической безопасности и снижению издержек на энергоснабжение. Значительную положительную роль в решении накопившихся проблем могут и должны сыграть возобновляемые источники энергии.

Ускоренное развитие ВИЭ в России необходимо рассматривать как важный фактор модернизации экономики, в том числе связанной с развитием инновационных производств, разработкой новых инновационных технологий, развитием малого и среднего бизнеса, созданием новых рабочих мест, улучшением социальных условий, улучшением экологии и т. Продвижение ВИЭ должно осуществляться в тесной увязке с реализацией мер энергосбережения.

В нашей стране впервые целевые индикаторы развития ВИЭ на государственном уровне были обозначены Распоряжением Правительства РФ от 8 января 2009 года №1-р. Вместе с тем, намеченных на прошедшие с того времени годы индикаторов достигнуть не удалось. В последнее время индикаторы развития ВИЭ фактически были пересмотрены.

Согласно государственной программе «Энергоэффективность и развитие энергетики», до 2020 года в стране в районах централизованного энергоснабжения планируется ввод 6,2 ГВт генерирующих мощностей на основе ВИЭ, что должно увеличить долю новых ВИЭ в энергобалансе страны к 2020 году до 2,5 %. Ожидается также расширение использования ВИЭ в распределённой и индивидуальной энергетике.

Определённую надежду на то, что ВИЭ начнут более широко использоваться в различных секторах российской экономики, даёт принятое 28 мая 2013 года Постановление Правительства РФ №449-ПП, предусматривающее финансовую поддержку развития ВИЭ. Это Постановление относится лишь к электрогенерирующим объектам возобновляемой энергетики: ветровым, солнечным электростанциям и малым ГЭС мощностью от пяти до 25 МВт, подключённым к электрической сети. Механизм стимулирования основан на компенсации затрат по договорам на продажу мощности (ДПМ) на оптовом рынке электроэнергии и мощности. При этом объём и структура ежегодно вводимых мощностей по видам ВИЭ, а также ценовые параметры ДПМ («формула цены») определяются Правительством, исходя из гарантированного возврата инвестиций в течение 15 лет. Вводятся нормативные уровни капитальных и эксплуатационных затрат, что позволяет контролировать уровень суммарных затрат на поддержку генерации на основе ВИЭ и ограничивать рост тарифов. Отбор проектов по ДПМ ВИЭ предполагается проводить по итогам конкурсной процедуры, критерии которой учитывают заявляемые удельные капитальные и эксплуатационные затраты, а также показатели проекта по степени локализации производства (использованию отечественного оборудования). Последняя мера направлена на стимулирование развития отечественного производства оборудования в области ВИЭ, которое сегодня практически отсутствует.

Установленная мощность объектов ВИЭ, которые должны быть отобраны на конкурсной основе (на год начала поставки), представлена на рис. Там же приведена диаграмма, иллюстрирующая ожидающиеся доли вновь введённых ветроустановок, солнечных электростанций и малых ГЭС к 2020 году.

Отсюда видно, что к 2020 году планируется ввести около 3,6 ГВт ветростанций, 1,5 ГВт фотоэлектрических энергоустановок и около 0,75 ГВт малых ГЭС.

По результатам конкурсов 2013 и 2014 годов суммарный объём заявок на строительство объектов солнечной генерации для каждого года начала поставки мощности в периоды отбора (с 2014 по 2018 год) значительно превысил объём мощности, который может быть отобран, три заявки на строительство малых гидроэлектростанций поступили только от ОАО «РусГидро», заявки на создание ветроэлектростанций на второй конкурсный отбор поданы не были. Совокупные объёмы отобранных проектов строительства малых ГЭС и ВЭС существенно меньше величины мощности, предусмотренной распоряжением Правительства РФ. В результате по итогам двух конкурсов приняты заявки на строительство 65 фотоэлектрических станций в Дагестане, Белгороде, Самаре, Саратове, Забайкалье, Чите, Челябинске, Омске, Бурятии, Башкортостане, Ставропольском крае, Липецкой, Астраханской, Волгоградской, Оренбургской, Иркутской областях, в Калмыкии, Хакассии и на Алтае, восьми ВЭС в Астраханской, Ульяновской, Оренбургской областях и в Калмыкии, а также трёх ГЭС в Ставропольском крае и Карачаево-Черкесии.

Основными причинами низкого уровня участия в конкурсе по ветровым электростанциям, по мнению представителей ветроэнергетических компаний, стали сложность выполнения условий конкурса по локализации производства оборудования и отсутствие иной возможности получения гарантий, кроме как от генерирующих компаний — участников оптового рынка электроэнергии и мощности.

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 июля 2015 года №1472-р внесены изменения в ранее принятые государственные акты, касающиеся планов развития ВИЭ в России. Сроки выполнения программы государственной поддержки ВИЭ расширяются до 2024 года, снижаются требования по локализации производства основного и вспомогательного оборудования, используемого для генерации электрической энергии на базе ВИЭ, увеличиваются почти в два раза предельные величины удельных капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующих объектов, а также удельные предельные эксплуатационные затраты. Действие мер государственной поддержки расширяется, помимо солнечных, ветровых и малых гидроэнергетических установок, на генерирующие объекты, функционирующие на основе использования «отходов производства и потребления», то есть на ряд биоэнергетических установок.

Ожидается, что третий конкурс по отбору проектов строительства энергоустановок на ВИЭ будет проведён осенью 2015 года с учётом принятых поправок и окажется более привлекательным для инвесторов в отечественную возобновляемую энергетику.

Важно отметить, что особенности энергетической обстановки в России накладывают специфические требования к формированию программ освоения возобновляемых источников энергии. Наряду с развитием технологий использования ВИЭ в составе систем централизованного энергоснабжения, что является приоритетным для упомянутых ранее развитых стран и обещает наиболее масштабное освоение ВИЭ в России, необходимо в первую очередь обратить внимание на разработку и создание систем автономного электрои теплоснабжения потребителей, развитие малой распределённой энергетики. Именно в этой сфере энергоустановки на ВИЭ уже сегодня во многих регионах страны оказываются конкурентоспособными и могут обеспечить положительный экономический, социальный и экологический эффекты. В этой области также требуется проведение стимулирующей государственной политики, формирование которой в России пока ещё находится в зачаточной стадии.

Естественная проблема, стоящая на пути развития возобновляемой энергетики — её нестабильность: погодная, сезонная и т.

Очевидно, что развитие автономной и распределённой энергетики с использованием ВИЭ во многом будет определяться инициативой региональных и местных властей, а также частного бизнеса. Большое значение имеет и готовность научных и проектных организаций предложить эффективные технические решения по практическому использованию ВИЭ в различных секторах экономики.

Многие районы России располагают весьма благоприятными условиями для использования солнечной энергии для производства электроэнергии и тепла, ветровой энергии, энергии биомассы, геотермальной энергии. Имеются отдельные примеры эффективного практического применения возобновляемых источников энергии в различных регионах России, попытка обобщения которых предпринимается в рамках разрабатываемой ОИВТ РАН совместно Географическим факультетом МГУ имени М. Ломоносова Геоинформационной системы «Возобновляемые источники энергии России» (на интернет-ресурсе www. gis-vie. ru читатели могут найти много полезной и интересной информации об использовании ВИЭ в России, а также представить свою информацию о созданных установках).

Как уже подчёркивалось, естественная проблема, стоящая на пути развития возобновляемой энергетики (в том числе в России) — её нестабильность: погодная, сезонная и т. Это отдельный вопрос, ответ на который требует научного подхода. Здесь не применимы расчётные методы, используемые в строительстве, а необходимы скорее методы динамического моделирования. Также потребуется решение ряда оптимизационных задач. Для обеспечения стабильности генерирующих на основе ВИЭ мощностей требуется комбинирование разных энергоисточников, учёт графиков нагрузок — суточных и прочих, что непросто. Итак, поиск, обоснование и реализация оптимальных экономически эффективных практических решений по использованию ВИЭ возможно только на основе тесного взаимодействия научных, проектных и строительных организаций, которое в нашей стране еще требует «настройки».

В заключении автор, как представитель ФГБУ «Объединённый институт высоких температур РАН», предлагает организовать площадку на территории Москвы и института для создания опытного проекта — «умного» дома, на котором можно будет «обкатать» различные технологии в области энергоэффективности, использования возобновляемых источников энергии (солнца, ветра, энергии земли и воздуха, и др.

* Материалы подготовлены на основе доклада автора, представленного им на Первом Всероссийском форуме «Энергоэффективная Россия» (организаторы: НОЭ, НОСТРОЙ, НОПРИЗ; журнал С. — информационный партнёр). Статью о мероприятии см. журнал С. №7/2015, стр. 76, или на сайте www. c-o-k. ru).

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. 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. Постоянные затраты, не зависящие от объёмов производства продукта, которые необходимо нести даже при отсутствии производства продукта. 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. , 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.

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.

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. 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. 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.

где LEC (Levelized Energy Costs) — выровненные затраты за данный период; It — инвестиционные затраты в год t; Mt — эксплуатационные и ремонтные затраты в год t; Ft — затраты на топливо в год t; Et — 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.

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.

Экономика электростанций на ВИЭ в России

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.

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. Отсюда мы можем вычислить выровненные инвестиционные затраты на выработку 1 кВт·ч электроэнергии на российских солнечных электростанциях (табл. Они составляют 2,2–2,7 руб/кВт·ч; мы можем принять среднюю величину в 2,5 руб/кВт·ч.

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.

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.

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. 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.

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.

Анализ солнечной составляющей энергообеспечения

Qприх. мес = Qприх. ясн(Nмес – Nобл) + Qприх. облNобл, (1)