«Зеленые» проекты энергетических компаний: экономические аспекты Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

ИННОВАЦИИ И ИНВЕСТИЦИИ

УДК 330.341

«ЗЕЛЕНЫЕ» ПРОЕКТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ: ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ*

С.В. РАТНЕР,

доктор экономических наук,

ведущий научный сотрудник лаборатории экономической динамики и управления инновациями, Институт проблем управления им. В. А. Трапезникова РАН E-mail: lanarat@mail.ru

С начала 2000-х гг. в мировой энергетике наметилась устойчивая тенденция к росту доли возобновляемых источников в общем объеме производства и потребления энергии [4, 11]. Этот рост происходит в основном за счет расширения использования в технологически развитых и быс-троразвивающихся экономиках таких возобновляемых источников, как ветер, солнце и биомасса [4]. В качестве основных причин для сохранения и укрепления указанных тенденций в странах Европейского союза и США традиционно выделяют борьбу с глобальными климатическими изменениями, улучшение общей экологической ситуации, создание новых рабочих мест в высокотехнологичных секторах экономики и достижение энергетической независимости от стран - крупнейших экспортеров углеводородов.

Сокращение выбросов парниковых газов и создание так называемой энергетической подушки безопасности заявлены основными целями единой экологической стратегии до 2020 г., получившей название «Стратегия 20-20-20», которая в настоящее время является основным ориентиром для большинства европейских государств в процессе

* Статья подготовлена по материалам журнала «Экономический анализ: теория и практика», 2014, № 8 (359).

разработки и реализации национальной экономической политики. Стратегия задает также конкретные нормативные параметры, которые могут служить для оценки степени достижения заявленных целей: к 2020 г. получать 20 % выходной мощности от возобновляемых источников энергии, повысить на 20 % эффективность работы существующих энергоустановок и сократить выбросы парниковых газов в Европе на 20 %.

Еще более амбициозные цели обозначил в 2011 г. в ежегодном послании к конгрессу президент США Барак Обама: к 2030 г. 80 % всей вырабатываемой в стране электроэнергии должно производиться из возобновляемых источников. За счет этого планируется сократить выброс диоксида углерода в атмосферу на 50 % к 2030 г. и на 80 % — к 2050 г. [5].

Согласно оценкам экспертов достижение указанных целей позволит значительно сократить общий мировой объем эмиссии парниковых газов в атмосферу, так как США и страны ЕС, несмотря на широкое распространение энергоэффективных технологий и альтернативной энергетики, по-прежнему остаются самыми крупными потребителями энергии в расчете на душу населения [8]. Кроме того, сокращение объемов выбросов СО2 при сохранении темпов экономического роста позволяет

Таблица 1

Ветровые проекты компании Shell (США)

Проект Начало эксплуатации Мощность, вид турбин Форма собственности

Brasol (Техас, США) Декабрь 2003 г 160 МВт; 160 турбин Mitsubishi мощностью 1 МВт Собственность 50/50 с Mitsui Wind

Rock River (Вайоминг, США) Октябрь 2001 г 50 МВт; 50 турбин Mitsubishi мощностью 1 МВт Собственность 50/50 с Goldman Sachs

White Deer (Техас, США) Январь 2002 г 80 МВт; 80 турбин Mitsubishi мощностью 1 МВт Совместная собственность с Entergy

Top of Iowa (Айова, США) Июль 2004 г 80,1 МВт; 89 турбин NEG Micon мощностью 900 кВт Совместная собственность с Entergy

NedPower Mount Storm (Западная Вирджиния, США) 2006 г 260 МВт; 130 турбин NEG Micon мощностью 2 МВт Совместная собственность с Dominion

Colorado Green (Колорадо, США) Декабрь 2003 г 162 МВт; 108 турбин GE Wind Energy мощностью 1,5 МВт. Совместная собственность с Iberdrola Renewables

Whitewater Hill (Калифорния, США) Середина 1980-х гг. (реконструкция -сентябрь 2002 г.) 61,5 МВт; 41 турбина GE Wind Energy мощностью 1,5 МВт Совместная собственность с Goldman Sachs

Cabazon (Калифорния, США) Сентябрь 2002 г. 40 МВт; 62 турбины Vestas V47 мощностью 660 кВт Совместная собственность с Goldman Sachs

технологически развитым странам активно продвигать на международной арене механизмы торговли квотами, «зеленых» инвестиций, «чистого» развития, а также механизмы добровольной и принудительной стандартизации в сфере экологического и энергоменеджмента, которые позволяют закрепить их позиции в мировой экономике как стран — технологических лидеров.

Таким образом, еще одной важной причиной развития альтернативной энергетики, о которой не так часто говорится в официальных документах, несомненно, является завоевание устойчивого технологического лидерства в условиях формирования нового технологического уклада. Именно эта причина побуждает такие мощные транснациональные энергетические концерны, как Shell, Eni S. p. A., E. ON и другие, активно инвестировать средства в разработку новых технологий возобновляемой энергетики и диверсифицировать свои проектные портфели. Так, нефтегазовый гигант Shell является членом MIT Energy Initiative — исследовательской программы по энергетике, проводимой в Масачусетском технологическом университете. Кроме того, компания проводит исследования в партнерстве с университетом Delft (Голландия) и Imperial College (Великобритания) по более энергоэффективным видам топлива. Итальянский энергетический концерн Eni S. p. A. также является членом MIT Energy Initiative, в рамках которой в основном вкладывет средства в разработку технологий солнечной энергетики, которую использует в пилотных и демонстрационных проектах для повышения эффективности основных технологических

процессов. В 2011-2014 гг. Eni S. p. A. инвестирует в исследовательские проекты по альтернативной энергетике 106 млн евро, из которых 50 % — в проекты по солнечной энергетике [7]. Американский нефтяной гигант Chevron также является членом MIT Energy Initiative на протяжении более 5 лет. В 2012 г. Chevron инвестировал в эту исследовательскую программу 2 млн долл. [7].

Одновременно с инвестициями в исследования и разработки западные энергетические концерны активно наращивают долю возобновляемых источников энергии в своем бизнес-портфеле, что позволяет им не только иметь новые технологии «про запас», на случай, когда (или если) они станут более коммерчески выгодными, нежели технологии традиционной энергетики [1, 4], но и получать прибыль уже в настоящее время.

Так, Shell через совместные предприятия с другими компаниями уже владеет 10 ветропарками суммарной мощностью 1 100 МВт, из которых 8 расположены в США (табл. 1) и 2 — в Европе1.

Одним из признанных лидеров ветровой энергетики является концерн Е. ON. Например, в Великобритании он имеет 20 наземных и 3 офшорных (шельфовых) ветропарков общей мощностью 474,30 МВт и две крупные биогазовые станции мощностью 44 МВт (табл. 2). И хотя на настоящий момент доля возобновляемых источников энергии в портфеле компании составляет 10,29 % от генерируемой электрической энергии и 3,07 % от тепловой, она

1 По данным официального сайта компании (http://www. shell. com).

Таблица 2

Возобновляемые проекты компании Е. ON в Великобритании

Проект Начало эксплуатации Мощность, вид турбин Форма собственности

Askam (Камбрия, Англия) 1999 г. Ветровой наземный; 7 турбин общей мощностью 4,62 МВт Собственность Е. ON

Bowbeat (Шотландия) 2002 г. Ветровой наземный; 24 турбины общей мощностью 31,2 МВт Собственность Е. ON

Butterwick Moor (Дурхам, Англия) 2007 г. Ветровой наземный; 10 турбин общей мощностью 20 МВт Собственность Е. ON

Camster (Кейтнесс, Шотландия) Июль 2013 г. Ветровой наземный; 25 турбин общей мощностью 50 МВт Собственность Е. ON

Deucheran Hill (Кинтайр, Шотландия) Декабрь 2001 г Ветровой наземный; 9 турбин общей мощностью 15,75 МВт Собственность Е. ON

Great Eppleton (Сандерленд, Англия) 1997 г. (модернизация в 2007 г) Ветровой наземный; 4 турбины общей мощностью 8,2 МВт Собственность Е. ON

Harehill Wind (Дурхам, Англия) 2004 г. Ветровой наземный; 2 турбины общей мощностью 5 МВт Собственность Е. ON

Haswell Moor (Дурхам, Англия), 2010 г. Ветровой наземный; 5 турбин общей мощностью 10 МВт Собственность Е. ON

High Volts (Дурхам, Англия) 2004 г. Ветровой наземный; 3 турбины общей мощностью 7,82 МВт Собственность Е. ON

Holmside (Дурхам, Англия) 2004 г. Ветровой наземный; 2 турбины общей мощностью 5 МВт Собственность Е. ON

Lowca (Камбрия, Англия) 2000 г. Ветровой наземный; 7 турбин общей мощностью 4,62 МВт Собственность Е. ON

Oldside (Камбрия, Англия) 1996 г. Ветровой наземный; 9 турбин общей мощностью 5,4 МВт Собственность Е. ON

Out Newton (Восточный Йоркшир, Англия) 2002 г. Ветровой наземный; 7 турбин общей мощностью 9,1 МВт Собственность Е. ON

Ovenden Moor (Западный Йоркшир, Англия) 1993 г. Ветровой наземный; 23 турбины общей мощностью 9,2 МВт Совместная собственность (50/50) с Energy Power Resources Limited

Rhyd-y-Groes (Северный Уэльс, Англия) 1992 г. Ветровой наземный; 24 турбины общей мощностью 7,2 МВт Совместное предприятие с Eurus Energy Europe BV

Rosehall (Шотландия) Январь 2013 г. Ветровой наземный; 19 турбин общей мощностью 24,7 МВт Собственность Е. ON

Royd Moor (Южный Йоркшир, Англия) 1993 г. Ветровой наземный; 13 турбин общей мощностью 6,5 МВт Совместное предприятие с Energy Power Resources Limited

Siddick (Кумбрия, Англия) 1996 г. Ветровой наземный; 7 турбин общей мощностью 4,2 МВт Собственность Е. ON

Stag's Holt (Кембридж, Англия) 2007 г. Ветровой наземный; 9 турбин общей мощностью 18 МВт Собственность Е. ON

Tween Bridge (Донкастер, Англия) 2004 г. Ветровой наземный; 22 турбины общей мощностью 44 МВт Собственность Е. ON

Blyth (Англия) 2000 г. Ветровой офшорный; 2 турбины общей мощностью 4 МВт Совместное предприятие Shell Renewables, Nuon UK и AMEC Wind

Robin Rigg (Шотландия) 2010 г. Ветровой офшорный; 60 турбин общей мощностью 180 МВт Собственность Е. ON

London Array (Англия) Декабрь 2012 г Ветровой офшорный; 175 турбин общей мощностью 630 МВт Совместный проект с DONG Energy и Masdar

Steven's Croft (Шотландия) 2007 г. Биогазовая станция; мощность 44 МВт Собственность Е. ON

Ironbridge (бывшая угольная ТЭЦ) — — Собственность Е. ON

постоянно увеличивается, что отражено в стратегии развития компании2.

Степень технологической диверсификации проектных портфелей других крупных нефтегазовых концернов пока не настолько высокая, как у Shell или E. ON, но они постоянно наращивают долю возобновляемых источников в генерации энергии. Так, итальянский концерн Eni S. p. A. с конца 2012 г. реализует инновационный проект по производству биотоплива (Honeywell Green Diesel) на рафинировочном заводе в Венеции совместно с компанией UOP LLC (разработчик и владелец технологии UOP/Eni Ecofining). Производство биотоплива в промышленном масштабе начнется в 2014 г. и составит при выходе завода на проектную мощность 100 млн галлонов ежегодно3. Chevron уже имеет 128 инсталлированных солнечных панелей общей мощностью 22 МВт в различных городах и районах Калифорнии и действующую биогазовую станцию мощностью 900 кВт в Риалто (Калифорния). Кроме того, компания ведет активные поиски новых возможностей инвестировать в проекты по запуску геотермальных станций высокой мощности [6].

Крупнейшие российские энергетические компании также начинают уделять внимание развитию технологий альтернативной энергетики. Одним из примеров компании с диверсифицированным проектным портфелем может быть ОАО «ЛУКОЙЛ». В 2010 г. компания создала с итальянской ERG Renew совместное предприятие LUKERG Renew, которое в июне 2012 г. приобрело ветропарк «Черга» (Болгария) мощностью 40 МВт, а с января 2013 г. работает над строительством в Румынии ветропарка Inergia мощностью 84 МВт. Однако таких примеров успешной диверсификации проектных портфелей пока единицы [1]. Частично это объясняется трудностью выбора между долгосрочными и среднесрочными стратегическими целями в условиях ограниченности ресурсов, а также неопределенностью относительно будущего развития технологий нового уклада. Частично — отсутствием стимулирующих мер со стороны государства, таких как бонусные тарифы на электроэнергию, полученную из возобновляемых источников, налоговые льготы для производителей возобновляемой энергии, инвестиционные кредиты или ускоренная амортизация [2]. Эти меры, доказавшие свою эффективность во многих странах мира и в различных социально-экономических

2 По данным официального сайта компании (http://www. eonenergy. com).

3 По данным официального сайта компании (http://www.

uop. com).

условиях, пока являются необходимым условием развития капиталоемких проектов возобновляемой энергетики.

Так, ветроэнергетические установки являются гораздо более капиталоемкими по сравнению с традиционными энергообъектами, работающими на углеводородных источниках: от 75 до 80 % стоимости производства энергии приходится на турбину, фундамент, электросистемы и подключение к сети по сравнению с 40-60 %, которые приходятся на аналогичные капитальные затраты энергообъектов, работающих на природном газе. Поэтому цена капитала (процентная ставка и ставка дисконтирования) являются особо важными факторами, которые влияют на стоимость произведенной энергии.

Общая стоимость произведенной энергии ветровым генератором представлена как функция ветрового режима и ставки дисконтирования (рис. 1).

Как видно из анализа данных, представленных на рис. 1, увеличение ставки дисконтирования в 2 раза приводит к повышению цены энергии на 2 евроцента за 1 кВт-ч (около 20 %) в зоне средних ветров и практически на 3 евроцента в зоне слабых ветров (более 35 %). В зоне сильных ветров это увеличение меньше, но при более низкой стоимости 1 кВт-ч остается весьма существенным (примерно на 1,5-1,8 евроцента, что составляет около 30 %). Для российских компаний при прочих равных условиях (стоимости подключения к сети, стоимости покупки, инсталляции и эксплуатации ветровых турбин) и минимальной ставке дисконтирования 15-20 %, возможной при существующей цене капитала (процентной ставке по кредиту), стоимость генерируемой энергии за 1 кВт-ч может составить около 13 евроцентов в зоне слабых ветров (5,72 руб.) и 7-8 евроцентов в зоне сильных ветров (3,3 руб.). Очевидно, что такая цена генерации не является конкурентоспособной при нынешних тарифах, распределительной и передающей системе и отсутствии льгот.

Однако стоимость возобновляемой энергии, в частности, стоимость ветровой энергии имеет тенденцию к снижению. Европейские исследования [9] свидетельсвуют о том, что тренд снижения стоимости ветровой энергии обусловлен в первую очередь увеличением мощности устанавливаемых ветровых турбин4 (рис. 2).

4 Предполагается, что жизненный цикл турбины равен 20 годам. Расчеты проведены в ценах 2006 г. При этом расчеты для более новых турбин проведены с меньшей точностью, так как часть статистических данных для них пока отсутствует, стоимость энергии на более поздних стадиях жизненного цикла может быть только спрогнозирована.

12

10

1

2 ""-•/-

< .................. ...... 3 у..................

Зоны слабого ветра Зоны средних ветров Прибрежные зоны

1 500 1 700 1 900 2 100 2 300 2 500 2 700 2 900

Полная загрузка в год, ч

Источник: по данным DEWI (Датская ассоциация производителей ветро вой энергии) за 1997-2001 гг.

Рис. 1. Зависимость стоимости произведенной энергии от ветрового

режима и ставки дисконтирования, евроцент/кВт-ч: 1 — ставка дисконтирования 10 %; 2 — ставка дисконтирования 7,5 %; 3 — ставка дисконтирования 5 %

Офшорные

Наземные

Рис. 2. Зависимость стоимости ветровой энергии от увеличения мощности устанавливаемых ветровых турбин в 1985-2006 гг., евроцент/кВт-ч

Отправной точкой для анализа послужили ветровые установки мощностью 95 кВт, которые были распространены в Дании в середине 1980-х гг. В последующие годы мощность устанавливаемых ветрогенераторов постоянно увеличивалась и к 2003 г. достигла 2 МВт. Производители энергии обычно ожидают снижения стоимости на 3-5 %

от каждого нового поколения ветроге-нераторов. Таким образом, снижение стоимости энергии за 20 лет составило в среднем около 40 %.

Прогнозирование динамики себестоимости различных видов возобновляемой энергии является важной научно-практической задачей, так как ее решение позволяет энергетическим компаниям определить оптимальное время для того, чтобы направить свои инвестиционные ресурсы на диверсификацию проектного портфеля [3]. Особенно эта задача актуальна для российских компаний, которые в отсутствие существенной государственной поддержки вынуждены принимать на себя все риски технологической диверсификации. В связи с тем, что потенциальные социально-экономические эффекты развития возобновляемой энергетики в России пока не являются предметом исследования экономического мейнстрима, работ, посвященных прогнозированию себестоимости различных видов возобновляемой энергии, практически нет в научной литературе. Поэтому в качестве отправной точки для прогнозирования динамики себестоимости ветровой энергии автором был использован подход, предложенный в исследовании [9] на основе кривой обучения, развитый в 1970-х гг. Бостонской консалтинговой группой. Этот подход связывает кумулятивное накопление опыта производства определенного продукта со снижением удельных издержек. Прогнозы, полученные на основе данной методологии, не учитывают рыночных колебаний цен и внезапных технологических прорывов. В расчетах может быть принята простейшая модель кривой обучения С (д) = С1(1 -Х)1о& 9, где д — накопленный выпуск;

С1 — исходные удельные издержки; X — темп обучения.

Оценки некоторых кривых обучения были получены в исследовании [9] на основе данных европейских проектов, согласно которым оцениваемое значение темпа обучения колеблется в преде-

1 000 2 000 Мощность, кВт

8

6

4

2

0

Рис. 3. Оценочные и прогнозные значения стоимости ветровой энергии, вырабатываемой турбиной мощностью 2 МВт, полученные на основе кривой обучения, с 1985 по 2015 г., евроцент/кВт-ч

1985 1987 1990 1993 1996 1999*2001 '2004*200^ Г2010 1 ' Г2015

Офшорные

Наземные

лах от 0,17 до 0,09. То есть с увеличением общей мощности инсталлированных установок в два раза себестоимость произведенной энергии снижается на 9-17 %.

Полученные данные были использованы в исследовании [9] для построения прогноза динамики себестоимости ветровой энергии до 2015 г. в предположении об удвоении кумулятивной мощности ветроустановок каждые 3 года (рис. 3). В данных предположениях стоимость 1 кВт-ч ветровой энергии, вырабатываемой офшорными ветрогенераторами мощностью 2 МВт, в 2015 г.

будет составлять примерно 4,3 евроцента (1,9 руб.), наземными — около 5 евроцентов (2,2 руб.). Пологий участок кривой в 2006-2010 гг. объясняется тем, что ограниченные производственные мощности производителей комплектующих для ветровых турбин в данный период, по оценкам экспертов, не могли справиться с возрастающим спросом на ветрогенераторы.

Однако реальный рост кумулятивной мощности ветровых парков, произошедший со времени выхода в свет исследований [9], превзошел самые смелые ожидания и прогнозы экспертов (рис. 4). Удвоение

300 000

250 000

200 000

150 000

100 000

50 000

—"Ч-1-1-1-1-1-\-1-1-1-1-1-1-1-1-1-

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Фактический кумулятивный рост

Рост при удвоении кумулятивной мощности за три года

Источник: составлено автором по данным [10].

Рис. 4. Прогнозный и фактический рост кумулятивной инсталлированной мощности ветрогенераторов

в 1996-2012 гг, кВт

0

кумулятивной мощности с 2009 по 2012 г. происходило примерно за 2,5 года.

Поэтому снижение себестоимости ветровой энергии к 2015 г. может составить до 3,9 евроцента (1,71 руб.) за кВтч для офшорных проектов и 4,6 евроцента (2,02 руб.) за кВт-ч — для наземных. Такая стоимость генерации ветровой энергии может сделать конкурентоспособными ветровые проекты в России даже в условиях отсутствия системной государственной поддержки.

Список литературы

1. Михайлов В. О. Оценка необходимого уровня технологической диверсификации проектного портфеля нефтегазовой корпорации // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2013. № 3. С. 44-48.

2. Ратнер С. В., Дира Д. В. Методические подходы к разработке механизмов налогового стимулирования развития альтернативной энергетики // Финансы и кредит. 2012. № 20. С. 27-36.

3. Ратнер С. В., Михайлов В. О. Управление развитием энергетических компаний в ситуации

технологического разрыва // Управление большими системами. 2012. Вып. 37. С. 180-207.

4. Ратнер С. В., Нарижная О. Ю. Трансформация структуры мирового энергетического рынка // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. № 11. 2012. С. 57-64.

5. A National Offshore Wind Strategy: Creating an Offshore Wind Energy Industry in United States. EERE Information Center, 2011, February, 52 p.

6. Chevron Renewable Power // Chevron. URL: www.chevronenergy.com/renewable_energy/riu. asp.

7. Energy Futures. MIT Energy Initiative, Autumn, 2012.

8. Global Wind Report 2012 — Annual market update, GWEC, URL: http://www.gwec.net/publications/ global-wind-report-2/global-wind-report-2012/.

9. State and Trends on the Carbon Market 2012. Carbon Finance at the World Bank, Washington DC, 138 p.

10. Wind Energy — The Facts. URL: http://www. wind-energy-the-facts. org/.

11. 2011 Renewable Energy Data Book. U. S. Department of Energy, 2011. 128 p.

Вниманию издателей, полиграфистов, а также бухгалтеров и экономистов рекламных агентств, СМИ, издательств и полиграфических предприятий

Журнал «Бухгалтерский учет в издательстве и полиграфии»

ISSN 2079-6781

Выпускается с 1999 г. Включен в Российский индекс научного цитирования (РИНЦ).

Реферируется ВИНИТИ РАН. Формат A4, объем 60-68 с. Периодичность - 1 раз в 3 месяца.

ПОДПИСКА ПРОДОЛЖАЕТСЯ!

Индекс по каталогу «Почта России» Индекс по каталогу «Роспечать» Индекс по каталогу «Пресса России»

34051 47698 27824

За дополнительной информацией обращайтесь в отдел реализации Издательского дома «ФИНАНСЫ и КРЕДИТ» телефон/факс: (495) 989-96-10, E-mail: podpiska@fin-izdat.ru

Возможна подписка на электронную версию журнала, а также приобретение отдельных статей: Научная электронная библиотека: eLibrary.ru Электронная библиотека: dilib.ru

www.fin-izdat.ru