CC BY
62ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗМА ПОДДЕРЖКИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В РФ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ КОНЕЧНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ Э/Э И
МОЩНОСТИ COST-EFFECTIVENESS ASSESSMENT OF SUPPORTING RENEWABLES INVESTMENT PROJECTS MECHANISM IN RUSSIAN FEDERATION FROM THE WHOLESALE MARKET OF ELECTRIC ENERGY AND CAPACITY CONSUMER'S POINT OF VIEW
УДК 33
Митин Владислав Игоревич, Студент магистратуры, ФГБОУ «Санкт-Петербургский Государственный Экономический Университет», Россия, Санкт-Петербург. E-mail: Vlad.mitin1997@mail.ru
Mitin Vladislav Igorevich, Second year master's student, Saint Petersburg State University of Economics, Russia, Saint Petersburg. E-mail: Vlad.mitin1997@mail.ru
АННОТАЦИЯ
Цель исследования - оценить среднюю стоимость электроэнергии и мощности генерирующих объектов отобранных в рамках реализации механизма государственной поддержки отрасли на оптовом рынке электроэнергии и мощности РФ, спрогнозировать стоимость в случае дальнейшего осуществления отборов в рамках механизма поддержки и сравнить полученные результаты со стоимостью электроэнергии и мощности производимой на ТЭЦ и продаваемой на оптовом свободном рынке. Научная новизна работы заключается в преобразовании показателя нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) расчёт которого осуществляется производителями электрической энергии на основе затратного подхода в показатель нормированной стоимости электроэнергии для потребителя (LCOEs) рассчитанного с использованием доходного подхода, а также расчёте и анализе данного показателя для генерирующих объектов отобранных в рамках программы ДПМ ВИЭ. В результате исследования доказана экономическая нецелесообразность дальнейшей поддержки генерации на основе возобновляемых источников РФ с точки зрения конечных
потребителей оптового рынка электрической энергии и мощности ввиду кратного превышения LCOEs таких объектов над стоимостью электроэнергии ТЭЦ.
ABSTRACT
The purpose of the article is to estimate the average cost of electricity and capacity of generating facilities selected as part of the implementation of the mechanism of state support for the industry in the Russian Federation wholesale electricity and capacity market, to make a forecast of the cost in the case of further selections under the support mechanism, and to compare the results with the cost of electricity and capacity produced at the CHP and sold on the wholesale free market. The scientific novelty of the work consists in the conversion of the normalized cost of electricity (LCOE), which is calculated by electric power producers on the basis of the cost approach to valuation, into the normalized cost of electricity for consumers (LCOEs) calculated using the income approach to valuation, as well as the calculation and analysis of this indicator for generating facilities selected within supporting renewables investment projects mechanism in Russian Federation. The study proved the unfavorable Economics of continued supporting renewables investment projects mechanism in Russian Federation from the point of view of final consumers in wholesale market electric energy and capacity due fold excess LCOEs of such objects over the CHP power cost.
Ключевые слова: энергетика РФ, экономика, инвестиции, оценка, ВИЭ, нормированная стоимость электроэнергии.
Keywords: Russian Federation energetics, economics, investments, valuation, renewables, LCOE.
Вопрос о развитии генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) является актуальным не только ввиду появившейся технической возможности, но и благодаря социальному давлению, которое направлено на улучшение качества жизни человека и решение проблем загрязнения окружающей среды. Вследствие этого, актуальным становится и вопрос экономической эффективности таких проектов. При этом стоит учитывать, что целесообразность реализации проектов определятся компаниями самостоятельно на основе имеющихся у них коммерческих предложений, стоимости их капитала, имеющегося опыта эксплуатации и других факторов, тогда как со стороны основных потребителей электрической энергии и мощности ключевым параметром является минимизация средней стоимости потребляемой энергии.
Отличительной чертой энергетической отрасли РФ в части генерации электрической энергии является установление стоимости электрической энергии и мощности по результатам конкурентного отбора. Ввиду этого любой проект, осуществляемый компаниями данной отрасли должен проверяться на соответствие расходов конкурентной цене. Основной проблемой при оценке эффективности проектов по строительству генерирующих объектов в разрезе соответствия конкурентным ценам является неоднородность капитальных и эксплуатационных затрат для различных видов генерации. Характерным примером является отсутствие топливной составляющей в расчетах цены электроэнергии, произведенной в рамках ВИЭ.
С целью корректного сопоставления стоимости энергии, производимой на различных генерирующих объектах и сравнения такой стоимости с конкурентным уровнем цен, используют показатель нормированной стоимости электроэнергии (LCOE). В рамках данного показателя происходит сопоставление приведённой стоимости капитальных (CAPEX), эксплуатационных (OPEX) и топливных затрат (FUEL) на объект генерации за весь срок его полезного использования к значению приведенной выработки электроэнергии (E) за это же время.
LCOE
т CAPEXt + OPEXt + FUELt
^t=1 (1 + discount rate)t „
=---E---+1 (1)
ут _E_
^t=1 (1 + discount rate)t
Таким образом, LCOE отражает сумму дисконтированных капитальных, эксплуатационных и топливных затрат, приходящихся на 1 кВт*ч электроэнергии. Чем ниже значение LCOE при равных значениях IRR и/или NPV проектов, тем он эффективнее с точки зрения конкурентоспособности на рынке. Оценка нормированной стоимости электроэнергии особенно важна в случаях, когда компания участвует в конкурсных отборах/тендерах на получение права поставки мощности по повышенным тарифам, где данный показатель является ключевым при формировании конкурсных списков.
Несмотря на это традиционный показатель LCOE не показывает реальную стоимость э/э для потребителя, поскольку компания может реализовывать проекты с высоким LCOE и отрицательным NPV для решения своих стратегических задач, либо наоборот иметь стоимость значительно ниже рынка и получать высокую рентабельность текущей деятельности. Поэтому необходимо произвести корректировку в расчет показателя LCOE в основе которого лежит затратный подход к определению стоимости и заменить
числитель на показатель дисконтированной доходности получаемой с рынка электроэнергии и мощности (LCOEs). Таким образом новый показатель будет сопоставлять приведённую стоимость доходов полученных в рамках продажи мощности с использование механизма государственной поддержки (ДПМ), доходов с оптового свободного рынка мощности (КОМ) и доходов с оптового рынка электрической энергии (РСВ) на объект генерации за весь срок его полезного использования к значению приведенной выработки электроэнергии (E) за это же время.
T ДПМt + KOMt + PCBt LCOEs = t=1 (1 + discount rate)t + г yT _E_
^t=1 (1 + discount rate)t Для расчёта LCOEs генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии в РФ необходимо рассмотреть механизм поддержки в рамках которого начиная с 2013 года осуществляется отбор мощностей объектов ветряной и солнечной генерации, а также малых ГЭС. ДПМ ВИЭ является механизмом поддержки обеспечивающим возврат капитальных и эксплуатационных затрат по результатам конкурентного отбора, основным критерием в котором выступает LCOE. Ежегодный отбор в рамках программы осуществляется вплоть до достижения совокупной мощности по данным заявкам размера разыгрываемой на данный момент квоты. На конец мая 2020 года отобраны проекты ввод в эксплуатацию которых запланирован на период с 2015 по 2024 годы. Ключевым параметром, который лежит в основе расчета цены на мощность генерирующего оборудования в рамках ДПМ ВИЭ является удельный CAPEX в цене заявки (тыс. руб./кВт). В таблице 1 представлены значения средневзвешенных CAPEX в цене заявки для проектов (Cp), успешно прошедших отбор для 1 ценовой зоны.
Таблица 1 - Результаты отборов объектов ВИЭ в рамках программы ДПМ ВИЭ для 1 ценовой зоны
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
ВЭС
Cp 65,7 128,0 64,9 137,8 119,4 111,3 84,0 105,4 66,4 64,9
МВт 51,0 50,0 90,0 200,0 508,8 640,1 737,8 530,0 497,7 71,3
СЭС
Cp 107,6 111,3 108,1 106,2 122,5 114,0 78,9 92,2 - -
МВт 130,0 189,0 225,0 180,0 243,5 220,0 158,0 112,6 - -
МГЭС
Cp - - 146,0 - 174,0 174,5 163,9 166,9 174,5 -
МВт - - 20,6 - 49,8 16,0 24,9 33,0 23,8 -
Помимо САРЕХ в заявке, ключевым параметром для расчета LCOE является коэффициент использования установленной мощности оборудования (КИУМ). Данный показатель различен для разных видов генерации и каждого конкретного объекта и зависит от множества факторов. Чем выше КИУМ, тем больше электроэнергии производится на 1 кВт установленной мощности и тем ниже LCOE при сопоставимых расходах. В рамках программы ДПМ ВИЭ предусмотрены нормативные значения КИУМ, которые должны выполнять генерирующие компании. Нормативный минимальный уровень КИУМ для объектов ВЭС составляет 27%, для СЭС - 14%, а для МГЭС - 38%.
Согласно постановлению Правительства РФ от 28.05.2013 N 449, цена на мощность ДПМ ВИЭ включает составляющую цены на мощность объекта генерации, обеспечивающую ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат (СОЕх), возврат величины расходов на уплату налога на имущество организаций (НИ), скорректированный на долю затрат, компенсируемую за счет платы за мощность объекта генерации. Также при расчете цены учитываются коэффициенты загрузки, сезонности (Кзагр_и_сез) и коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, равный 1,005(Ксн).
ттДПМ_ВИЭ Ц&т
= (СОЕх|ИЭ + НИ|ИЭ X Крсв|И?) X Кзагр_и_сез|ИЭ хКснВИЭ (3)
При этом расчет составляющей цены на мощность объекта генерации, обеспечивающей ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат зависит от размера инвестированного капитала на начало года поставки с номером Y нормы доходности инвестированного в генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии, капитала (НД), налога на прибыль (НП), величины
возврата инвестированного капитала эксплуатационных затрат (ЭР).
(г) и величины удельных
СОЕх|ИЭ
К
ВИЭ
НДП
X
+ г
ВИЭ
у,&т (1- НП™3) " ¥§"т 12
+ КрсвВИтЭ X ЭРХ,ИЭ (4)
ВИЭ
Величина удельных эксплуатационных затрат в календарном году X определяется путем индексации за период с 1 января 2012 года до 1 января календарного года X в соответствии с изменением индекса потребительских цен. Индексация эксплуатационных затрат, принятых в расчетах, представлена в таблице 2.
Таблица 2 - Индексация ОРЕХ различных видов генерации для расчета цены ДПМ ВИЭ
201 2 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
ВЭС 118 126 134 149 168 177 182 190 198
СЭС 170 181 193 215 243 256 262 273 285
МГЭ С 100 107 113 126 143 150 154 161 168
Норма доходности инвестированного в генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии рассчитывается исходя из средней доходности долгосрочных государственных обязательств (ДГО), базового уровня доходности долгосрочных государственных обязательств равного 8,5%, а также базовой нормы доходности инвестированного капитала, равной 14% для объектов конкурсный отбор для которых прошел до 2016 года и 12% для прочих объектов.
^ВИЭ
ад
= (1 + НДВИЭ) X
(1 + ДГОх)
-1
(4)
(1 + дгоВ,Иэ)
В результате расчета цены, полученной на основе вышеизложенных правил, средневзвешенных САРЕХ в цене заявки и КИУМ, произведен расчет LCOEs ВЭС, СЭС и МГЭС. Результаты, полученные в ходе расчетов представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Результаты расчета LCOEs обеспеченного ценой мощности в рамках ДПМ ВИЭ
Discount rate 14% 12% 10% 8%
ВЭС
Дисконтированный доход (млн руб.) 496323 548176 613324 735152
E (ГВт*ч) 53263 60640 70071 86955
LCOEs (руб./кВт*ч) 9,318 9,040 8,753 8,454
СЭС
Дисконтированный доход (млн РУб) 410749 430039 454740 486371
E (ГВт*ч) 17165 18635 20530 22996
LCOEs (руб./кВт*ч) 23,930 23,077 22,150 21,151
МГЭС
Дисконтированный доход (млн РУб) 43600 49366 55728 64426
E (ГВт*ч) 3888,5 4655,4 5494,4 6669,3
LCOEs (руб./кВт*ч) 11,213 10,604 10,143 9,660
Полученные результаты показывают минимальный средневзвешенный LCOEs обеспеченный данной программой поддержки на период ввода оборудования с 2015 до 2024 года. Расчет произведен исходя из ряда ключевых предпосылок, среди которых стоит отметить: своевременное выполнение участниками рынка обязательств в рамках программы ДПМ ВИЭ, достижение всеми участниками нормативных требований по КИУМ и локализации, продажа мощности на КОМ после истечения периода оплаты мощности на ДПМ и до конца срока полезного использования (25 лет для ВЭС и СЭС и до 40 лет для МГЭС), сохранение устойчивого экономического состояния РФ, выраженного в низком уровне инфляции согласно базовым прогнозам МЭР РФ. В случае невыполнения данных параметров LCOEs ВИЭ значительно вырастет.
Полученные результаты говорят о том, что среди анализируемых объектов ВИЭ наиболее дорогими являются солнечные электростанции, тогда как стоимость ВЭС относительно низка, стоимость МГЭС незначительно превышает стоимость ВЭС. Стоимость МГЭС обусловлена степенью освоенности данного типа генерации. Несмотря на это МГЭС имеют наименьший интерес среди инвесторов, это обусловлено невыгодными условиями ДПМ, предельная доходность которого не покрывает затраты на сопутствующие строительству ГЭС инфраструктурные и технические мероприятия. Кроме того, компании гораздо более заинтересованы в
модернизации существующих ГЭС, программы комплексной модернизации которых на данный момент не существует.
Кроме совокупного среднего уровня стоимости электроэнергии для объектов отобранных в рамках программы ДПМ ВИЭ необходимо учитывать динамику изменения ЬСОБ8 в зависимости от года отбора для определения динамики дальнейшего снижения ЬСОБ8 за счет снижения САРЕХ в заявках участников конкурсного отбора. ЬСОБ8 проведенных в рамках ДПМ ВИЭ отборов отображены на рисунке 1.
ЬС-ОЕд проведенных в рамках ДПМ ВИЭ отборов. Прогнозный темп снижения ЬСОЕ3 будущих отборов с учетом сохранения транда на снижение заявленного САРЕХ (\VACC 14% год приведения - 2020)
30,000
25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0,000
» * * \ •
Чч ......■
•■!..■-"...................
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 ■ МГЭС А ВЭС СЭС
Рисунок 1 - ЬСОБ8 проведенных в рамках ДПМ ВИЭ отборов Проанализировав результаты полученные в рамках исследования динамики изменения ЬСОБ8 отборов в рамках программы ДПМ ВИЭ можно заметить тренд на снижение стоимости электроэнергии производимой СЭС и ВЭС. При этом тренд на снижение является экспоненциальным с коэффициентом детерминации выше 80% для каждого из видов генерации. В случае продолжения использования механизма поддержки ВИЭ после 2020 года единственный вид генерации способный конкурировать на оптовом рынке электроэнергии и мощности с ТЭЦ - ВЭС. Несмотря на это для снижения общего ЬСОБ8 объем отобранных в рамках ДПМ ВИЭ объектов ВЭС должен существенно увеличиться. Прогноз ЬСОБ8 программы ДПМ ВИЭ в случае ее пролонгации после 2020г. Представлен на рисунке 2.
LCOEg ДПМ ВИЭ по факту совершеных отборов. Прогноз LC,OEs программы при её пролонгации в объемах от 1х до 5х от существующей программы каждые 5 лет при сохранении тренда на снижение удельного САРЕХ в заявках (WACC 14% год приведения - 2020)
-МГЭС -ВЭС -СЭС ......ТЭЦ
Рисунок 2 - Прогноз LCOEs при пролонгации механизма поддержки
ВИЭ в РФ
В данный момент в РФ не предусмотрено программы поддержки ВИЭ после 2024 года. Ключевым фактором при принятии решения о создании/продлении новой программы является конкурентоспособность ВИЭ на оптовом рынке без существенного увеличения нагрузки на потребителей. По результатам анализа выявлено, что достаточным потенциалом конкурентоспособности для достижения ценового паритета являются ВЭС. При этом для достижения такого паритета необходимо расширение объемов конкурса более чем в 25 раз к 2029 году, что невозможно без дополнительной нагрузки на потребителей в результате реализации такого механизма поддержки ВИЭ.
Для определения конкурентоспособности ВИЭ в условиях оптового рынка без программ поддержки посредством установления льготных тарифов (ДПМ) необходимо рассчитать нормированную стоимость электроэнергии ВИЭ при продаже мощности по цене КОМ и РСВ с сохранением параметров установленной мощности и КИУМ. Данные, полученные в результате расчета указаны в таблице 4.
Таблица 4 - Результаты расчета LCOE обеспеченного конкурентным рынком при сопоставимом КИУМ ВИЭ
Discount rate 14% 12% 10% 8%
КОМ+РСВ (КИУМ ВЭС)
LCOEs (руб./кВт*ч) 2,758 2,844 2,943 3,068
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
КОМ+РСВ (КИУМ СЭС)
LCOEs (руб./кВт*ч) 3,391 3,522 3,671 3,839
КОМ+РСВ (КИУМ МГЭС)
LCOEs (руб./кВт*ч) 2,510 2,649 2,828 3,058
КОМ+РСВ (КИУМ ТЭС 55%, на 25 лет)
LCOEs (руб./кВт*ч) 1,957 2,011 2,073 2,142
Полученные результаты показывают, что в случае прекращения поддержки ВИЭ в рамках программы ДПМ, и необходимости продажи мощности на КОМ 1 ценовой зоны, генерирующие компании смогут получить гораздо более низкие тарифы, что в существующей ситуации приведет к прекращению наращивания ВИЭ в РФ.
Стоимость электроэнергии ВИЭ, произведенной на ВЭС и МГЭС в 2-3 раза выше конкурентной, тогда как стоимость электроэнергии, произведенной на СЭС выше в 4-5 раз. Данное сравнение произведено с учетом сравнения LCOE при сопоставимых мощностях и КИУМ, тогда как ТЭС показывают КИУМ на уровне 55% и более, обеспечивая конкурентный LCOE на уровне 1,96-2,14 руб./кВт*ч. Данный факт говорит о том, что с экономической точки зрения для потребителей гораздо более выгодной является электроэнергия, произведенная на объектах традиционной генерации, а дополнительные расходы на программу ДПМ ВИЭ не дали ожидаемого результата т.к. ВИЭ не достигли ожидаемого значения доли рынка и не имеют существенного потенциала для достижения ценового паритета. В свою очередь генерирующие компании считают целесообразным продлить действующую программу поддержки, поскольку за счет экономии на масштабах компании уже сейчас могут позволить себе получать требуемую доходность используя повышенные тарифы в рамках программы ДПМ ВИЭ.
Список литературы:
1. Федеральный закон N 39-Ф3 от 25.02.1999 «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» (ред. от 02.18.2019);
2. Федеральный закон №35-ФЗ от 26.03.2003 «Об электроэнергетике» (ред. от 27.12.2019);
3. Распоряжение правительства РФ 1-р от 08.01.2009 «Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе возобновляемых источников энергии на период до 2024 года» (ред. от 18.04.2020);
4. Постановление Правительства РФ №449 от 28.05.2013 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» (ред. от 10.03.2020);
5. Cost and Performance Characteristics of New Generating Technologies, Annual Energy Outlook 2019 [Электронный ресурс] // Официальный сайт U.S. Energy Information Administration (EIA); - Режим доступа: https://www.eia.gov/outlooks/aeo/assumptions/pdf/table_8.2.pdf (дата обращения: 23.05.2020);
6. Coûts de production des ENR [Электронный ресурс] // Официальный сайт DREAL Occitanie; - Режим доступа: http://www.occitanie.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/5-couts_des_enr_ 22-11- 2017.pdf (дата обращения: 21.05.20120);
7. ELECTRICITY GENERATION COSTS [Электронный ресурс] // Официальный сайт FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR SOLARE ENERGIESYSTEME ISE ; - Режим доступа: https://www.ise.fraunhofer.de/ content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2018_ISE_Studie_Stro mgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf (дата обращения: 20.05.2020);
8. Lazard's Levelized Cost of Energy analysis-version 10/0 [Электронный ресурс] // Официальный сайт LAZARD; - Режим доступа: https : //www.lazard.com/media/438038/levelized-cost-of-energy-v 100. pdf (дата обращения: 19.05.2020);
9. Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2019 [Электронный ресурс] // Официальный сайт U.S. Energy Information Administration (EIA); - Режим доступа: https : //www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/electricity_generation.pdf (дата обращения: 23.05.2020);
10. Levelized Cost of Energy and Levelized Cost of Storage 2018 [Электронный ресурс] // Официальный сайт LAZARD; - Режим доступа: https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-and-levelized-cost-of-storage-2018 (дата обращения: 18.05.2020);
11. One simple chart shows why an energy revolution is coming — and who is likely to come out on top [Электронный ресурс] // Официальный сайт Business Insider France ; - Режим доступа: https://www.businessinsider.fr/us/solar-power-cost-decrease-2018-5 (дата обращения: 21.05.2020);
12. Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien 2018 [Электронный ресурс] // Официальный сайт Department for Business, Energy & Industrial Strategy of
UK; - Режим доступа: https://assets.publishing.service.gov.uk/ government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/566567/BEIS_Elect ricity_Generation_Cost_Report.pdf (дата обращения: 20.05.2020).
List of references:
1. Federal law N 39-FZ of 25.02.1999 "on investment activities in the Russian Federation carried out in the form of capital investments" (ed. from
02.18.2019);
2. Federal law No. 35-FZ of26.03.2003 "On electric power industry" (as amended on 27.12.2019);
3. Order of the government of the Russian Federation 1-p of 08.01.2009 "Main directions of the state policy in the field of improving the energy efficiency of the electric power industry based on renewable energy sources for the period up to 2024" (ed. from 18.04.2020);
4. Decree of the Government of the Russian Federation No. 449 of 28.05.2013 "on the mechanism for stimulating the use of renewable energy sources in the wholesale market of electric energy and capacity" (ed. from 10.03.2020);
5. Cost and Performance Characteristics of New Generating Technologies, Annual Energy Outlook 2019 [Electronic resource] / / Official website of the U.S. Energy Information Administration (EIA); - access Mode: https://www.eia.gov/outlooks/aeo/assumptions/pdf/table_8.2.pdf (accessed:
23.05.2020);
6. Coûts de production des ENR [Electronic resource] / / official website of DREAL Occitanie; - access Mode: http://www.occitanie.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/5-couts_des_enr_ 22-11-2017. pdf (accessed: 21.05.20120);
7. ELECTRICITY GENERATION COSTS [Electronic resource] / / Official website of FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR SOLARE ENERGIESYSTEME ISE; - access Mode: https://www.ise.fraunhofer.de/ content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2018_ISE_Studie_Stro mgestehungskosten_erneuerbare_energien.pdf (accessed: 20.05.2020);
8. Lazard's Levelized Cost of Energy analysis-version 10/0 [Electronic resource] / / Official site of LAZARD - - access Mode: https : //www.lazard.com/media/438038/levelized-cost-of-energy-v 100. pdf (accessed: 19.05.2020);
9. Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2019 [Electronic resource] / / Official website of the U.S. Energy Information Administration (EIA); - access Mode:
https://www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/electricity_generation.pdf (accessed: 23.05.2020);
10. Levelized Cost of Energy and Levelized Cost of Storage 2018 [Electronic resource] / / Official site of LAZARD - - access Mode: https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-and-levelized-cost-of-storage-2018 (accessed: 18.05.2020);
11. One simple chart shows why an energy revolution is coming — and who is likely to come out on top [Electronic resource] / / Official website of Business Insider France - - access Mode: https://www.businessinsider.fr/us/solar-power-cost-decrease-2018-5 (accessed: 21.05.2020);
12. Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien 2018 [Electronic resource] / / Official website of Department for Business, Energy & Industrial Strategy of UK; - access Mode: https://assets.publishing.service.gov.uk/ government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/566567/BEIS_Elect ricity_Generation_Cost_report.pdf (accessed: 20.05.2020).
