Для объектов генерации на основе биогаза предлагается индикатор расхода на собственные нужды станции на уровне 7%. Значение этого показателя идентично показателю расхода на собственные нужды станций на природном газе, технология работы которых мало отличается от биогазовых.
По тому же принципу было предложено установить индикатор расхода на собственные нужды малых гидростанции на уровне 0,5%, уровень, на котором формально фиксируется показатель расхода на собственные нужды больших ГЭС в используемых Советом рынка классических договорах ДПМ.
Снижение производительности работы станций со временем. С течением времени номинальная производительность генерирующего оборудования изменяется. Характер этого изменения нелинейный: относительно быстрее в течение первого года эксплуатации и медленнее в последующем (со 2-го по 6-ой год) с выходом на плато, начиная с 7 года эксплуатации. Предлагается следующая усреднённая разбивка индикаторов снижения производительности работы станций со временем по всем станциям:
1-ый год эксплуатации – 1%
2—6-ой годы эксплуатации – 0,3%
с 7-го года эксплуатации и далее – 0%
Возможное снижение выработки. Снижение выработки станций может происходить в результате отсутствия исходного ресурса: воды для малых ГЭС, солнца для солнечных ФЭ станций, ветра для ВЭС и т. д. Эти потери выработки учитываются при расчёте КИУМ и через него отражаются на величинах тарифа. Другими причинами снижения выработки являются плановые ремонты и непредвиденные остановы генерирующего оборудования из-за аварий. Эту величину предлагается учитывать в среднем как 25 дней, которые не будут включать продолжительность возможного капитального ремонта. Также возможны остановы станций за счёт указаний диспетчеров, но предлагается включить условие 100%-ной диспетчеризации таких станций на основе ВИЭ.
4.2. Экономические параметры и допущения сценариев развития возобновляемой энергетики в стране
4.2.1. Стоимость капитала
Эффективность того или иного проекта чаще всего оценивается по величине свободного денежного потока, который остаётся в распоряжении инвестора к концу оцениваемого периода. При расчётах денежных потоков проектов57 генерации на основе ВИЭ эти денежные потоки необходимо дисконтировать с учётом времени жизненного цикла проекта или срока, на который производится оценка проекта. Дисконтирование денежных потоков (т.е. снижение год от года относительной ценности единицы номинала, например, 1 рубля инвестиций) чаще всего на практике производится по формуле с использованием показателя средневзвешенной стоимости капитала (WACC)58. На основе имеющихся данных этот индикатор стоимости капитала был рассчитан следующим образом.
Остальные параметры, необходимые для оценки по методике WACC, можно оценить следующим образом:
• Структура капитала: предполагалось соотношение [акционерный капитал: долг] на уровне [30:70].
• Налоги на прибыль предприятий: 20%
• Долгосрочная ставка инфляции: так как финансовый анализ выполнялся в реальных терминах, то для обеспечения его взвешенности и справедливости была необходима оценка долгосрочной ставки инфляции в РФ. Для определения долгосрочной ставки инфляции на рынке США традиционно используется спред доходности 5-летних казначейских облигаций, индексированных с учетом инфляции (TIPS), и 5-летних казначейских облигаций США. Разница между этими двумя видами облигаций состоит в том, что купонные выплаты и погашение основной заёмной суммы для TIPS привязано к инфляции (корректируется с учетом индекса потребительских цен). Ожидаемый уровень инфляции, рассчитанный по такой формуле, составляет 2,16%.59
Эти допущения привели к следующим показателям стоимости капитала (Таблица 7 ниже).
4.2.2. Структура затрат на строительство и эксплуатацию станций
Наилучшим источником сведений о реалистичном уровне капитальных затрат на проекты генерации на основе ВИЭ в России с учётом специфики страны могли бы стать реализованные в России проекты. Однако перечень реализованных проектов генерирующих мощностей на основе ВИЭ в России весьма краток. Соответственно, опыт оценки стоимости строительства и эксплуатации генерирующих объектов ВИЭ крайне ограничен. В этой ситуации полезным представляется исследование подходов к оценке затрат инвестиционного характера, а также эксплуатационных расходов, применяющихся в российской электроэнергетике, не ограничиваясь генерирующими мощностями на основе ВИЭ.
Наиболее часто встречающимся подходом предусматривается выделение в структуре капитальных затрат следующих статей:
– основное оборудование;
– вспомогательное оборудование;
– строительно-монтажные работы;
– подготовка строительной площадки;
– затраты на управление проектом;
– затраты на проектирование и пуско—наладочные работы;
– транспортные расходы;
– налоги и таможенные платежи, возникающие при строительстве;
– иные расходы.
При попытке структурирования информации о затратах, приведённой в различных зарубежных и российских материалах, представленных в Приложении 1, проявилась описанная выше проблема классификации затрат (отнесения к той или иной статье) с учетом ограниченности первичных данных – большинство затратных статей в указанных материалах не обособлено, а механизмов, позволяющих их выделить, не приведено.
В связи с этим представляется возможным выбор наиболее полного отчета в качестве референтного и применение соответствующих долей статей расходов для оценки величин указанных затратных статей в составе совокупных затрат инвестиционного характера, представленных в прочих материалах.
Рассмотрим указанный метод на абстрактном примере. Пусть, в нашем распоряжении имеется два отчёта, один из которых содержит только значение суммарных капитальных затрат, а второй – данные в разрезе статей (Таблица 8 ниже).
Соответственно структура затрат в отчёте 1 в долевом исчислении:
После распространения долевой структуры отчёта 1 на второй отчёт получаем следующие данные о величинах соответствующих статей затрат во втором отчете:
Вопрос, который возникает при таком действии: насколько оправдано такое распределение затрат по элементам для проектов, рассматриваемых в отчёте 2?
В составе эксплуатационных расходов генерирующих станций обычно выделяются следующие статьи затрат:
– ремонт основного оборудования;
– ремонт вспомогательного оборудования, зданий, сооружений и инфраструктурных объектов;
– затраты на персонал;
– налоги и сборы, за исключением налога на имущество организаций;
– налог на имущество организаций;
– затраты на обеспечение безопасности генерирующего объекта;
– затраты на страхование гражданской ответственности и имущественных рисков;
– затраты на сервисное обслуживание генерирующего объекта ВИЭ;
– прочие административные платежи;
– иные расходы.
Помимо означенной выше проблемы недостатка подтверждённых структурированных первичных данных, проявляются и иные трудности, частично связанные с характерными особенностями затрат на эксплуатацию:
– сложно унифицируемые ремонтные программы – даже в рамках одной технологии различное оборудование предполагает существенно разные затраты и способы отражения данных затрат, например, сервисное обслуживание, предусматривающее в том числе плановые ремонты, зачастую оформляется отдельным договором с включением большей части расходов в состав капитальных затрат;
– уровень затрат на персонал также зависит от политики конкретной компании, при этом в составе данных издержек могут в той или иной степени учитываться расходы на обучение персонала;
– необходимость страхования тех или иных рисков и (или) ответственности, а также обоснованность расходов на страхование;
– вопросы экономической обоснованности (необходимости и достаточности) соответствующих затрат.
Также существует проблема учёта скрытых коммерческих условий реализации поставок генерирующего оборудования и его последующего сервиса и ремонта. Например, датская компания Вестас – крупнейший производитель ветроагрегатов в мире, используют следующую классификацию своих контрактов.
1. «только поставка» («supply only»), который включает в себя условие поставки основного оборудования, его наладку и сдачу в эксплуатацию,
