Модель оптимизации работает следующим образом: каждая кривая предложения ВИЭ обеспечивает ожидаемый уровень проникновения для каждой проанализированной технологии «t» как функция ФТ, определённого для технологии (FiTt)
Vt= f (FiTt)
Полная стоимость для страны:
TC = Σ Vt * FiTt
и соответствующий уровень проникновения в национальном масштабе будет равен:
VN = Σt Vt
где:
Vt: объём технологии «t»
FiTt: ФТ для технологии «t»
TC: полная стоимость для получения уровня Vt
VN: уровень проникновения ВИЭ в стране
Предложенная модель предоставит набор тарифов FiT*, которые позволяют достичь национального уровня VN с наименьшими затратами, т. е. решить проблему оптимизации:
Max {VN}
при условии, что:
Vt ≥ минимальный целевой уровень проникновения технологии t
TC ≤ верхняя граница итоговых затрат
Сводные результаты расчётов по всем пяти сценариям приведены в Таблице 13. Результаты моделирования представляются в разрезе всех трёх видов поддержки: фиксированный тариф на энергию ВИЭ, фиксированная надбавка к рыночной цене и ежемесячная плата за мощность. С экономической точки зрения величины маржинальных общественных затрат на производство электрической энергии на основе ВИЭ представляют только последние две формы выплат. Несмотря на различие формы, по своей суммарной величине за весь годовой период они равны, поэтому в самой таблице приведена только величина надбавки. Такие же годовые результаты получены и для величины платы за мощность.
Несколько особняком стоят полученные результаты моделирования по Cценариям 4 и 5. В условиях установленного, как было описано выше, стоимостного ограничения в размере, примерно, 457 млрд рублей доля электроэнергии на основе ВИЭ может составить от 22,1 до 25,6% общего объёма потребления к 2020 г., не считая больших ГЭС, которые могут добавить ещё 15—17 процентных пунктов, доведя суммарную долю электроэнергии на основе ВИЭ до 37—50% итогового национального баланса потребления. Очевидный вывод из приведённых цифр состоит в существенно меньшей величине средств общества, необходимой для поддержки развития возобновляемой энергетики в рамках установленных долгосрочных целей на 2020 г.
Необходимость введения дополнительного условия в виде минимального уровня производства энергии по всем технологиям генерации в Сценарии 5 было вызвано результатами расчётов по Сценарию 4, по результатам которого полностью «выпали» станции на основе фотопреобразования энергии солнца (т.н. фотовольтаика) и почти вся биогазовая генерация, кроме использования газа со свалок. Это стало результатом отбора технологий и объёмов генерации из общего числа рассматриваемых по чисто экономическим показателям.
Представляет интерес также и возможное распределение мощностей и генерации ВИЭ по территории страны при сценарном планировании, что может иметь важное значение для дальнейшей оценки последствий развития возобновляемой энергетики для страны в целом. В связи с этим нами использовались следующие пропорции распределения объёмов выработки энергии по зонам и частям оптового рынка и территории страны.
Ценовые зоны оптового рынка (1-ая и 2-ая зоны вместе) – 84%
Неценовые зоны оптового рынка – 12%
Технологически изолированные территориальные энергосистемы – 4%.
Такое предлагаемое распределение носит, конечно, условный характер, т.к. распределение некоторых из ресурсов ВИЭ изначально неравномерно по территории страны. В первую очередь, это касается ресурсов геотермальной энергетики и солнечной. Геотермальные высокотемпературные ресурсы в основном сосредоточены в регионе Дальнего Востока: Камчатский край и о. Сахалин, где и предполагается основное развитие этого типа энергетики.
Солнечная энергетика сильно зависит от уровня инсоляции (прихода солнечной энергии на поверхность земли) на конкретной территории. Поэтому некоторые из зон территории страны мало предрасположены к её развитию (Таблица 12). То же можно сказать и о ресурсах ветра, которые также размещены неравномерно по территории страны, и о ресурсах гидроэнергетики.
Проведённое в период 2009—2010 гг. моделирование на основе пяти возможных сценариев развития возобновляемой энергетики в России, результаты которого были приведены в таблицах 9—12 выше, позволили нам сделать следующие общие выводы.
1. Приведённые на тот период долгосрочные планы развития возобновляемой энергетики на основе использования технологий: малая гидрогенерация, использование биомассы, геотермальная генерация и приливная имеют достаточно обоснованные перспективы с точки зрения созданной базы и накопленного опыта эксплуатации таких станций в рамках рассмотренных сценариев развития этой энергетики. Создание приливной станции «Северная» мощностью 12 МВт в Мурманской обл. должно было стать необходимым шагом для развития в направлении строительства более мощных приливных станций на базе современных технологий, которые будут отработаны на Северной ПЭС.
2. Планы развития возобновляемой энергетики на основе использования технологий: ветрогенерации и солнечной энергии на основе фотопреобразования представляются более рискованными с тем уровнем индикаторов долгосрочных целей развития, которые определены Постановлением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. №1-р «Об утверждении Основных направлений государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года».
3. Структура долей различных технологий в рамках реалистичного сценария на 2020 г. в России приблизительно повторяет глобальную структуру генерации на основе ВИЭ в 2008 г. Исключение может составить доля МГЭС – больше мировой в 1,5 раза и доля солнечной энергии – выше достигнутой в мире в 4 раза. Более высокая доля выработки от малых ГЭС имеет своей причиной существенно более высокий уровень потенциала рек в стране и, соответственно, потенциала малой гидроэнергетики. Существенно более высокая доля солнечной энергетики в России объяснялась практически одинаковым по времени стартом в развитии солнечной и остальных технологий генерации на основе ВИЭ. В то время как в остальном мире имелся существенный разрыв по времени начала процессов интенсивного развития солнечной энергетики и всей остальной, в первую очередь, ветроэнергетики как основного поставщика объёмов установленной мощности и объёмов выработки на протяжении последних 20 лет развития энергетики ВИЭ в мире.
4. Несколько меньшая доля геотермальной энергетики в России к 2020 г., чем в остальном мире может объясняться пока ещё незаконченными работами по переходу к промышленному производству оборудования генерации на основе бинарного цикла, которое позволит не только повысить результативность работы станций на высокотемпературном природном теплоносителе (как на Камчатке), но и вовлечь в промышленную эксплуатацию запасы низкопотенциального тепла месторождений Краснодарского края, Калининградской обл. и др. территорий.
5. Существенно более высокая доля ветрогенерации к 2020 г. по оптимистичному сценарию развития (практически, ⅔ общего объёма производства), во-первых, отражает общемировую тенденцию ускорения прироста установленной мощности ВЭС по сравнению с другими технологиями и, во-вторых, является подтверждением того заключения, что в России иного способа быстро нарастить мощности возобновляемой энергетики к 2020 г., кроме как за счёт ВЭС – невозможно. Именно электростанции на основе ветра и солнечная энергетика имеют самый короткий инвестиционный цикл и возможность строительства одновременно многих станций, мощности каждой из которых будут измеряться десятками, а то и сотнями (применительно к ветростанциям) мегаватт.
6. При неизменных основных условиях сценариев (не менялись базовые технические, технологические и финансово-экономические условия моделирования) были получены весьма различные результаты моделирования по параметрам общего объёма производства энергии на основе ВИЭ, его технологической структуры и маржинальной стоимости. Полученные в Сценариях 4 и 5 индикаторы объёма производства энергии на основе ВИЭ – 336,8 и 335,9 млрд кВт•ч, намного превышают долгосрочные целевые ориентиры правительства.
7. Планировавшиеся объёмы производства в Сценариях 1—3 «стÓят» обществу намного меньше потолка, рассматриваемого Министерством экономического развития России и использованного в качестве предельного значения суммы затрат в Сценариях 4 и 5.
