Сколько стоят традиционные и возобновляемые источники энергии. Мировая практика

На российском рынке ВИЭ произошла тихая революция, которую заметили пока в основном только специалисты. 23 января 2015 года вышло постановление Правительства РФ №47 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электрической энергии». С этого момента в стране заработал розничный рынок электроэнергии и мощности, полученной от возобновляемых источников – в дополнение к оптовому, которому уже два года.

Начнём с того, что данное постановление – не первое, касающееся организации розничного рынка электроэнергии от ВИЭ, и вносит ряд изменений и уточнений в более ранние постановления, которые описывали различные аспекты создававшегося розничного рынка энергии (мощности).

Для того чтобы стать участником розничного рынка энергии от ВИЭ, необходимо пройти несколько шагов. Тем, кто помнит нашу , этот алгоритм, безусловно, знаком: здесь много общего. Первый шаг – это попадание в региональную схему и программу развития энергетики. Для объектов ВИЭ в этих схемах и программах должны быть предусмотрены соответствующие проекты. Попадание в программу происходит через конкурсный отбор. Конкурс должен объявляться в СМИ не позднее, чем за 30 дней до проведения конкурсного отбора. После проведения конкурса все материалы публикуются в течение 10 дней со дня окончания процедуры конкурсного отбора. В документах должна отражаться величина капзатрат на один киловатт мощности генерирующего объекта, функционирующего на основе ВИЭ, и сроки возврата инвестированного капитала и о базовом уровне нормы доходности капитала.

Одним из важных критериев прохождения конкурса является выполнение правила локализации: не менее определённой доли используемого оборудования, работ и услуги должны быть произведены или оказаны в России. Однако это требование актуально будет лишь для объектов, введённых в эксплуатацию после 1 января 2017 года. До этого срока хоть всё используемое оборудование может быть импортным.

И только после того, как объект, функционирующий на основе использования ВИЭ, включается в схему и программу перспективного развития электроэнергетики конкретного региона, инвестор получает «зелёный свет» на строительство объекта.

После того, как объект построен, он, в точности как и на оптовом рынке, проходит квалификацию. Напомним: это значит, что он должен быть признан объектом, генерирующим энергию именно от возобновляемых источников. Функция такой верификации решением Правительства возложена на НП «Совет рынка». Функционировать объект должен исключительно на ВИЭ или в режиме комбинированного использования ВИЭ и иных видов топлива. Соответственно, там должны быть раздельные приборы учёта.

Самый важный и самый методически сложный пункт – порядок определения долгосрочной цены или тарифа, на основании которого будет осуществляться возврат инвестиций. Тариф этот долговременный, устанавливается региональным органом исполнительной власти, регулирующим цены и тарифы, на 15 лет с фиксированным уровнем доходности. И только после согласования такого тарифа генерирующий объект начинает полноценно функционировать и продавать электроэнергию на розничном рынке. Но в отличие от оптового рынка, на розничном пока нет ни нормативов предельных капитальных затрат (мы лишь ожидаем выхода распоряжения Правительства РФ по этому поводу), ни методики определения долгосрочного тарифа: Федеральная служба по тарифам только готовит такой документ.

Это общая схема, в которой, разумеется, есть нюансы.

На территориях, которые относятся к так называемым неценовым и ценовым зонам оптового рынка, действует ограничение: совокупный объём электроэнергии, вырабатываемый предприятиями ВИЭ, не должен превышать 5% процентов объёма потерь электроэнергии в сетях. Ограничение вызвано тем, что сетевые организации обязаны приобретать по повышенным (долговременным) тарифам электроэнергию от ВИЭ в целях компенсации потерь в сетях. Без такого лимита электросетевые компании несли бы гигантские расходы.

А вот на изолированных территориях и районах, технологически не связанных с ЕЭС, главное – снижение стоимости электроэнергии. Потому здесь хоть вся энергия может быть чисто от ВИЭ, если это экономически выгодно.

При определении тарифа органы исполнительной власти субъекта федерации в области регулирования тарифов должны учитывать базовый размер инвестированного капитала, размер приведенного инвестированного капитала на единицу установленной мощности, базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств и базовый уровень доходности капитала, инвестированного в генерирующий объект, а также срок возврата инвестированного капитала.

Базовый размер инвестированного капитала определяется равной меньшей из трёх величин: затрат на строительство генерирующего объекта, включая затраты на проектно-изыскательские работы и на технологическое присоединение к сетям, или произведения величины установленной мощности генерирующего объекта и величины капитальных затрат на производство одного киловатта установленной мощности, определённое по итогам конкурсного отбора, или предельной величина капзатрат на произведение одного киловатта установленной мощности генерирующего объекта, который будет задан специальным распоряжением Правительства РФ. На изолированных территориях рассматриваются только две первые величины. Таким образом, как только выйдет методика определения долговременного тарифа ФСТ, для изолированных территорий механизм стимулирования ВИЭ вступит в полную силу.

Есть и другое отличие. Если в ценовых и неценовых зонах оптового рынка электроэнергия продаётся сетевой организации, то в зонах изолированных территорий электроэнергия продаётся гарантирующему поставщику, определённому на этой территории. В изолированных районах Сибири и Дальнего Востока зачастую одна и та же фирма является и генерирующим объектом, и сетевой организацией, и гарантирующим поставщиком. И сегодня экономически обоснованный тариф (то есть рассчитанный по реальным затратам) получается в разы больше тарифа для населения. При этом из-за инфляции идёт рост стоимости электроэнергии на дизель-электрических станциях в удаленных районах. Поддержка энергосистем в изолированных районах осуществляется за счёт компенсации недополученных доходов из средств регионального бюджета, за счёт субсидий региональным организациям по поставке электроэнергии населению.

Когда появится инвестор объекта ВИЭ, он будет получать плату за электроэнергию по рассчитанному для него долговременному тарифу. Электроэнергию он будет передавать действующему в этом районе гарантирующему поставщику и от него же получать плату. По механизму, который действует сейчас, субсидии субъектов федерации будут сохраняться и передаваться гарантирующему поставщику, чтобы он мог оплатить электроэнергию генерирующего объекта на ВИЭ в этих изолированных районах. Но как мы помним, при этом на стадии конкурсного отбора на право включения в схему перспективного развития электроэнергетики региона, отбираются те проекты, которые в конечном итоге снижают стоимость электроэнергии.

По истечении 15 лет органы исполнительной власти субъектов федерации в области регулирования тарифов установят в отношении этих объектов новый тариф с применением метода экономически обоснованных расходов на электрическую энергию и мощность. Это уже будет делаться без учёта базового размера инвестированного капитала. И поскольку затраты инвесторам уже будут возвращены, стоимость электроэнергии опустится, потому что будет производиться за счёт ВИЭ, и конечная цена для потребителей уменьшится.

В завершения ещё сравним для ясности основные положения действия механизма стимулирования ВИЭ на оптовом и розничном рынках электроэнергии.

1. И там, и там проводятся конкурсные отборы. Но на оптовом рынке это делает НП «Совет рынка», а на розничном рынке конкурс проводится субъектом федерации.
2. И там, и там объекты должны быть внесены в схему и программу перспективного развития электроэнергетики региона, но для объектов ВИЭ на розничном рынке конкурс проводится именно на право включения в эту программу.
3. И на оптовом, и на розничном рынке объекты должны пройти квалификацию, но для розничного рынка возникает необходимость получения, учёта и погашения сертификатов электроэнергии, выработанной с использованием ВИЭ. На оптовом рынке такой критерий отсутствует.
4. И там, и там объект должен иметь приборы и средства коммерческого учёта электроэнергии. При этом на оптовом рынке объект управляется системным оператором, а на розничном рынке системный оператор не фигурирует. Объекты ВИЭ на розничном рынке не входят в сферу управления регионального диспетчерского управления.
5. И на оптовом, и на розничном рынке срок возврата инвестиций определён в 15 лет. Различия только в расчёте нормы доходности для объектов ВИЭ в изолированных территориях.
6. И там, и там применяется принцип локализации. Требования к уровню локализации одинаковы, как и штрафные санкции за невыполнение.

Таким образом, можно утверждать, что механизмы стимулирования развития ВИЭ в России действуют. На оптовом рынке электроэнергии и мощности уже реализованы проекты, на розничном – начнут реализовываться в этом году. Соответственно можно говорить о том, что в России всерьёз заработала отрасль ВИЭ.

Источник: http://zvt.abok.ru/articles/148/Alternativnaya_energetika_Rossii,

Одна из основных тенденций современного мира – активный сдвиг растущего с каждым днем энергопотребления в сторону использования альтернативных источников энергии.

В России также наметились положительные изменения. Так, поворотным моментом в российской истории альтернативной энергетики можно назвать вступление в действие постановления Правительства, направленного на стимулирование использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

Зелёная энергетика, использующая неисчерпаемые «запасы» энергии солнца, ветра, рек, геотермальную энергию и тепловую энергию постоянно воспроизводимой биомассы*, сегодня стала предметом обсуждения всех важных политических встреч и форумов.

* Статья посвящена только трём секторам ВИЭ: солнечной, ветровой энергетике и малой гидроэнергетике. Сектор биоэнергетики очень обширный и заслуживает отдельной темы для рассмотрения.

С каждым годом зеленая энергетика обеспечивает всё бóльшую часть потребностей в энергоресурсах ведущих экономик мира. По существу, сегодня наблюдается выстраивание новой парадигмы мировой энергетики, предполагающей определяющий вклад возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в общее энергопотребление и постепенное вытеснение традиционных ископаемых энергоресурсов. Согласно энергетической стратегии, принятой в ЕС, уже к 2020 году страны – члены Содружества должны обеспечить 20 %-е сокращение выбросов парниковых газов, увеличение до 20 % доли возобновляемой энергии и 20 %-е повышение энергоэффективности. В более отдалённой перспективе многие страны идут существенно дальше. В частности, Германия планирует достичь к 2050 году 60 %-й доли ВИЭ в общем энергобалансе страны и 80 %-й – в производстве электроэнергии .

Ветровая, солнечная энергетика и производство биотоплива – наиболее быстрорастущие отрасли современной индустрии, на освоение которых брошен весь научно-технический потенциал ведущих стран мира. В указанных условиях дискуссия об экономической целесообразности активного развития ВИЭ в Российской Федерации трансформируется в осознание политической неизбежности движения в направлении альтернативной энергетики. Ставка только на углеводородное топливо грозит стране перспективой существенного технологического отставания от ведущих государств мира в базовом для экономики энергетическом секторе и, как следствие, потери лидирующих позиций России в глобальной экономике. Именно поэтому в последние годы, несмотря на полную обеспеченность России традиционными энергоресурсами, наметился позитивный перелом в отношении российского государства и бизнеса к альтернативным видам энергии.

Законодательство и поддержка ВИЭ. Особый путь России

Не секрет, что из-за дороговизны ВИЭ их бурное развитие в ведущих странах мира в последнее десятилетие стало возможным лишь благодаря финансовой поддержке со стороны государств. В настоящее время в мировой практике существует несколько механизмов поддержки проектов электрогенерации на основе ВИЭ. Наиболее популярны из них два: зелёные тарифы и зелёные сертификаты. В первом случае государство гарантирует приобретение у производителей электроэнергии из ВИЭ по специальным, более высоким тарифам. Их устанавливают для конкретного объекта на альтернативных источниках энергии на 20–25 лет, что обеспечивает хорошую рентабельность таких проектов. Во втором случае производитель по факту продажи на свободном рынке электроэнергии, сгенерированной на ВИЭ, получает специальный подтверждающий сертификат (подобная схема действует, например, в Швеции и Норвегии ), который впоследствии может быть продан. Государство обеспечивает спрос на такие сертификаты, вводя законодательные требования на долю ВИЭ в энергетике страны, в том числе льготы для компаний, использующих ВИЭ, и штрафы для «грязных» компаний.

Оба механизма стимулируют конечных производителей зелёной энергии, при этом обеспечивается высокий рыночный спрос на оборудование для ВИЭ и, соответственно, конкурентное развитие производящих его предприятий. Всё это гарантирует привлечение в отрасль новых технологий и борьбу производителей за низкую себестоимость.

Как результат, активный рост альтернативной энергетики в прошлые годы, эффекты масштабирования и технологического усовершенствования производства в отрасли привели к существенному удешевлению ВИЭ и достижению сетевого паритета во всё большем числе регионов мира (состояние паритета стоимости энергии, полученной из обычных источников и альтернативных). Тем не менее для стимулирования старта развития отраслей ВИЭ на новых рынках, особенно в странах, не имеющих острой нужды в энергетических ресурсах, всё ещё требуется государственная помощь.

Россия на протяжении последних лет искала собственный путь поддержки ВИЭ, необходимость которого обусловлена специфическими особенностями внутреннего энергорынка. Отличительной чертой рынка электроэнергетики России является схема ОАО РАО «ЕЭС России», предполагающая функционирование одновременно двух механизмов торговли электроэнергией: продажа собственно электроэнергии (её физически выработанных объёмов) и продажа мощности. Реализация мощности осуществляется посредством договоров о предоставлении мощности (ДПМ), в которых прописаны, с одной стороны, обязательство поставщика электроэнергии содержать в готовности генерирующее оборудование для выработки электроэнергии установленного качества в объёме, необходимом для удовлетворения потребности в электроэнергии потребителя, а с другой стороны – гарантия оплаты мощности потребителем.

После тщетных попыток стимулирования развития ВИЭ в России через надбавки к рыночной цене электроэнергии 28 мая 2013 года Правительство РФ приняло Постановление № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» . Разработчики данного постановления попытались обеспечить максимальное интегрирование механизма поддержки ВИЭ в существующую в стране специфическую архитектуру рынка электроэнергетики. Поддержка ВИЭ (предусмотрена для трёх видов: солнечной, ветровой энергетики и малой гидроэнергетики) осуществляется через ДПМ ВИЭ – договоры о предоставлении мощности, видоизменённые с учётом особенностей ВИЭ. Изменения, внесённые в стандартный ДПМ, обеспечивают работу объектов на ВИЭ по правилам, аналогичным тем, которые применяются к объектам электрогенерации, работающим в вынужденном режиме.

В самом факте применения механизма ДПМ (который, по сути, является торговлей гарантиями) для продажи нестабильной, зависящей от капризов погоды альтернативной энергии заложены противоречия.

Попытки реализации этого механизма уже сегодня выявляют массу проблем. Сетевые операторы на местах не всегда правильно понимают специфику работы нового законодательства, что приводит к необоснованному требованию к собственникам генерирующих объектов предоставить гарантию поставки необходимой мощности.

Для адаптации всех участников рынка ВИЭ к новым условиям необходимо время. Потребуются разъяснения законодателей операторам на местах, разработка дополнительных подзаконных актов.

Согласно действующему законодательству, ВИЭ в России будут поддерживать в рамках ежегодных квот (целевых параметров), выделенных для каждого вида ВИЭ на период до 2020 года (табл. 1). Отбор инвестиционных проектов строительства генерирующих объектов на основе ВИЭ осуществляется на специализированных конкурсах, где устанавливаются предельные уровни капитальных затрат. Основным условием для получения максимальной финансовой помощи от государства является требование локализации, т. е. обеспечение производства части оборудования для проекта внутри страны. Данное требование не просто отражает стремление государства стимулировать использование альтернативной энергии, но и определяет его как первоочередную задачу развития отрасли в целом с привлечением огромного научного и технологического потенциала российской экономики.

Законодательством предусмотрены жёсткие требования локализации (табл. 2). Все объекты в каждом секторе возобновляемой энергетики, получившие государственную поддержку, должны не менее чем на 50 % базироваться на российском оборудовании.

Более мягкие условия – по малым гидроэлектростанциям (МГЭС). В 2014–2015 годах действует требование 20 %-й локализации, однако это скорее виртуальная опция, поскольку с учётом специфики сектора первые объекты появятся не раньше 2016–2017 годов, когда вступит в действие требование 45 %-й локализации.

Первый конкурс отбора проектов ВИЭ на 2014–2017 годы проходил с августа по сентябрь 2013 года. Результаты его в значительной степени оценены специалистами как провальные. Основная причина в том, что участникам на подготовку к конкурсу, который проводился всего через три месяца после принятия соответствующего постановления, было выделено слишком мало времени. Многие компании просто не успели вовремя выполнить все условия для подачи заявок.

Современное состояние ВИЭ в России

Возобновляемая энергетика делает свои первые шаги в России. По сути, единственным направлением альтернативной энергетики в стране, которое достигло в последние годы весомых результатов, является биотопливная отрасль, в частности производство древесных гранул. Россия является ведущим поставщиком этой продукции на рынки Европы.

В производстве электроэнергии на основе ВИЭ существенного развития достигла только гидроэнергетика, на долю которой приходится до 16 % в энергобалансе страны. Однако и здесь зелёные электростанции, т. е. минимально влияющие на экосистему МГЭС (мощностью до 30 МВт), составляют ничтожно малую часть, при этом большинство из них построено ещё в советские времена. Секторы солнечной и ветровой электроэнергетики сегодня находятся практически на нулевой (стартовой) отметке.

Малая гидроэнергетика

Малые гидроэлектростанции (по международным стандартам – ГЭС мощностью до 25–30 МВт) были важнейшим источником электроэнергии для народного хозяйства СССР в первой половине прошлого столетия. В 1950‑е годы в СССР насчитывалось около 6 500 МГЭС (большинство на территории России) суммарной мощностью более 320 МВт, которые вырабатывали четверть электроэнергии, потребляемой в сельской местности. Последующая централизация энергообеспечения привела практически к полному отказу от малой гидроэнергетики.

В новом тысячелетии МГЭС вновь набирают популярность в Российской Федерации, причём развитие этой отрасли идёт двумя возможными путями: восстановление устаревших заброшенных МГЭС и строительство новых. Энергетический потенциал российских малых рек представляет интерес с точки зрения замещения привозных энергоресурсов в удалённых сельских регионах страны.

Сегодня отрасль малой гидроэнергетики в России после длительного периода забвения делает лишь первые шаги, о чём свидетельствует конкурс отбора инвестиционных проектов ВИЭ, прошедший в прошлом году. В секторе МГЭС конкурс был провален, т. к. на него не было подано ни одного проекта. Причины в неопределённости процедур аттестации мощности и подтверждения степени локализации оборудования. Немаловажную роль в неудаче конкурса сыграли также специфика малой гидроэнергетики и нехватка времени на подготовку документов. Вышеупомянутое постановление должно обеспечить законодательное поле для активизации процесса развития отрасли малой гидроэнергетики в России уже в ближайшем будущем.

Сейчас в России действуют порядка 300 МГЭС общей мощностью около 1 300 МВт. Основным игроком рынка МГЭС является компания ОАО «РусГидро», которая объединяет более 70 объектов возобновляемой энергетики. В организации разработаны программы строительства МГЭС, предполагающие сооружение 384 станций суммарной мощностью 2,1 ГВт. В ближайшие несколько лет в России можно ожидать ввода новых мощностей в малой гидроэнергетике в объёме 50–60 МВт установленной мощности ежегодно.

Ветровая энергетика

Ветровая энергетика в последнее десятилетие стабильно удерживает мировое лидерство среди новых технологий возобновляемой энергетики. К концу 2013 года общее количество установленных мощностей ветровых электростанций (ВЭС) в мире превысило 320 ГВт.

РИС. 1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ МИРОВОГО РЫНКА ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ. РОСТ СУММАРНОГО КОЛИЧЕСТВА УСТАНОВОК В 1997–2012 ГОДАХ, МВт (ПО ДАННЫМ WWEA )

Россия, благодаря огромной территории, охватывающей несколько климатических поясов, имеет самый большой в мире потенциал ветровой электрогенерации (оценивается в 260 млрд кВт ч электроэнергии в год, что составляет около 30 % нынешнего производства электроэнергии всеми электростанциями страны).

Следует отметить, что бóльшая часть наиболее «богатых на ветер» регионов России – это местности, удалённые от основных электрогенерирующих мощностей страны. К таковым относятся Камчатка, Магаданская область, Чукотка, Сахалин, Якутия, Бурятия, Таймыр и др. Здесь в основном отсутствуют собственные ископаемые энергетические ресурсы, а удалённость от магистральных линий электропередачи и транспортных энергетических нефте- и газопроводов делают экономически необоснованным подключение регионов к централизованному энергообеспечению. По сути, единственным постоянным источником электроэнергии в удалённых местностях России служат дизель-генераторы, работающие на дорогом привозном топливе. Производимая с их помощью электроэнергия имеет чрезвычайно высокую себестоимость (20–40 руб. за 1 кВт ч). В таких регионах строительство ВЭС как основного источника электроснабжения является экономически выгодным даже без какой-либо финансовой поддержки со стороны государства.

Несмотря на безусловную экономическую обоснованность применения ВЭС во многих удалённых регионах страны, развитие ветроэнергетики (в масштабе общей электрогенерации) в настоящее время находится практически на нулевом уровне. В стране действует немногим более 10 ветровых электростанций, общая установленная мощность которых составляет всего 16,8 МВт. Всё это устаревшие ВЭС, использующие ветрогенераторы малых мощностей. Для сравнения отметим, что в соседней Украине, не имеющей сегодня недостатка в электроэнергии, общая установленная мощность ветропарков достигла 400 МВт, причём 80 % мощностей было установлено за последние два года.

ВЭС чаще строят в прибрежной полосе морей и океанов, где
постоянно дуют ветра

Самым крупным ветропарком в России в настоящее время является Куликовская (Зеленоградская) ВЭС, принадлежащая компании «Янтарьэнерго». Она построена в Калининградской области в период с 1998 по 2002 год. Электростанция общей мощностью 5,1 МВт состоит из 21 ветрогенератора, из которых 20 агрегатов мощностью по 225 кВт каждый были получены в виде гранта правительства Дании от компании SЕАS Energi Service А. S. До инсталляции на Куликовской ВЭС ветроагрегаты около восьми лет отслужили в датском ветропарке «Нойсомхед Винд Фарм».

В первом конкурсе инвестиционных проектов по строительству объектов электрогенерации на основе ВИЭ в сегменте ветровой энергетики приняла участие всего одна компания – ООО «Комплекс Индустрия», которая подала всего семь равных проектов с установленной мощностью по 15 МВт каждый. Общие плановые капитальные затраты компании на выполнение всех проектов – около 6,8 млрд руб. Средняя плановая стоимость инсталляции 1 кВт установленной мощности ВЭС составляет 64 918,3 руб. Все проекты компании без изменений прошли оба тура и были отобраны для выполнения.

На 2014–2015 годы не запланировано ни одного проекта. Только один проект (ВЭС «Аксарайская» в Астраханской области) планируется ввести в строй в 2016 году. Остальные шесть проектов введут в эксплуатацию в 2017 году. В общей сложности будет реализовано по два проекта в Астраханской и Оренбургской областях и три проекта в Ульяновской области.

Участники отрасли сегодня просто не готовы к столь быстрой реализации масштабных проектов ВЭС, в том числе и по причине необходимости выполнения требования локализации производства.

Солнечная энергетика

Солнечная энергетика занимает первое место в мире среди всех типов ВИЭ по популярности и динамике развития.

РИС. 2. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ МИРОВОГО РЫНКА ФОТОВОЛЬТАИКИ. РОСТ СУММАРНОГО КОЛИЧЕСТВА УСТАНОВОК В 2000–2012 ГОДАХ, МВТ (ПО ДАННЫМ EPIA )

В России же эта область энергетики является наименее развитой среди альтернативных источников энергии. В стране действуют не более 3 МВт общих установленных мощностей солнечных электростанций (СЭС), причём в основном это электрогенерирующие системы с единичной мощностью в пределах от единиц до десятков киловатт. Свыше 90 % всех установок приходится на субъекты малого и среднего предпринимательства, менее 10 % – на частные домохозяйства. Во многих случаях такие системы обеспечивают автономное электроснабжение удалённых от центральной электросети объектов и работают в комплексе с дизель-генераторами.

Крупнейшими действующими объектами солнечной энергетики в России по состоянию на сентябрь 2013 года были две электростанции примерно одинаковой мощности (100 кВт). Первая в России сетевая СЭС промышленного масштаба введена в эксплуатацию в октябре 2010 года вблизи хутора Крапивенские Дворы Яковлевского района Белгородской области компанией «АльтЭнерго». В начале июня 2013 года в эксплуатацию также запущена первая в России автономная дизель-солнечная электростанция мощностью 100 кВт (мощность установленных солнечных модулей – 60 кВт) в селе Яйлю Турочакского района Республики Алтай. Тонкоплёночные фотоэлектрические модули тандемного типа для СЭС разработаны на основе плёнок a‑Si/µk-Si. Произведено оборудование в России на заводе компании «Хевел» в Новочебоксарске (совместное предприятие группы «Ренова» и ОАО «Роснано»).

В декабре 2013 года в Дагестане запущена первая очередь самой крупной в России СЭС «Каспийская». Пока в строй введён 1 МВт мощностей, но уже весной 2014 года электростанция будет доведена до плановой мощности в 5 МВт. Осуществляет проект дагестанский филиал ОАО «РусГидро», строительство ведёт компания «МЭК-Инжиниринг». Запуск данной электростанции можно считать отправной точкой в развитии крупных СЭС мегаваттного класса в России. В 2014 году планируется завершить ещё два проекта СЭС в Дагестане общей мощностью 45 МВт.

Солнечная энергетика – единственный сектор ВИЭ в России, в котором конкурс отбора инвестиционных проектов в 2013 году состоялся в полном объёме. Количество поданных заявок на 289 МВт превысило выделенные для «солнечного» сектора квоты на 2014–2017 годы (согласно целевым параметрам, эта цифра составляет 710 МВт). В общей сложности подано 58 заявок на суммарную мощность 999,2 МВт. При этом на 2014 год объём поданных заявок превышал целевые показатели величин объёмов ввода установленной мощности на 29 %; на 2015 год – на 75 %; на 2016 год – на 59,5 %; на 2017 год – на 12 %.

По итогам конкурса отобраны проекты пяти компаний общей мощностью 399 МВт (рис. 3). Однако квота проектов, указанная в целевых параметрах, не заполнена, несмотря на широкий выбор. Как и в секторах ветровой энергетики и малой гидроэнергетики, недозаполненная целевая квота на 2014 год сгорает.

РИС. 3. ДИАГРАММА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОШЕДШИХ ОТБОР ПРОЕКТОВ ПО КОМПАНИЯМ

Подводя итоги, можно сказать о том, что отрасли ВИЭ в России остаются «законсервированными», хотя есть положительный сдвиг и гарантии государства, подкреплённые законодательно. Тем не менее уже в 2014 году будут реализованы первые крупные проекты по строительству СЭС суммарной мощностью немногим более 35 МВт. Участникам рынка возобновляемой энергетики ещё предстоит пройти длинный путь становления, но общие очертания этой отрасли уже сегодня вырисовываются в оптимистичных тонах.

Литература

1. The Federal Government’s Energy Concept of 2010 and the Transformation of the Energy System of 2011 // Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety. 2011. Oct.
2. Renewable Electricity with Green Certificates // Ministry of Sustainable Development. 2006. May.
3. Постановление Правительства РФ от 28 мая 2013 года № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности».
4. Annual Report of World Wind Energy Association. 2012.
5. Global Market Outlook for Photovoltaics 2013–2017. European Photovoltaic Industry Association.
6. Рынок возобновляемых источников энергии в России – 2013: информационно-аналитический отчёт компании IBCentre.

Примечание: Приведенная выше статья написана в 2014 году. В текущем, 2015 году, Министерство энергетики России разработало стратегию энергетического развития России до 2035 года, о которой мы рассказывали в одной из ранее опубликованных на сайте статей . Впрочем, существенных изменений в развитии альтернативной энергетики по сравнению с ситуацией, изложенной в статье Виктор Андриенко, новая стратегия не несет. Кажется, что наша страна по-прежнему надеется на то, что потребности в энергии будут удовлетворяться в основном за счет ископаемого топлива.

Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского научного гуманитарного фонда (проект №09-02-00160а).

Мировая энергетика находится на перепутье. Экономика требует все больше энергии, а запасы ископаемого топлива, на котором основана традиционная энергетика, отнюдь не безграничны. Впрочем, проблема состоит не только в исчерпаемости ресурсов, но и в растущих темпах истощения старых месторождений и постоянном увеличении затрат на обустройство новых, что отражается на стоимости углеводородов. Ситуация усугубляется и тем, что достигшее колоссальных размеров использование ископаемого топлива наносит ощутимый вред окружающей среде, что отражается на качестве жизни населения. Выход из такой ситуации эксперты видят во всемерном повышении эффективности использования традиционных энергоносителей и расширении применения возобновляемых источников энергии.

Термин «возобновляемые источники энергии» применяется по отношению к тем источникам энергии, запасы которых восполняются естественным образом и в обозримой перспективе являются практически неисчерпаемыми. В зависимости от применяемых технологий ВИЭ делятся на традиционные и нетрадиционные. К традиционным ВИЭ относятся гидравлическая энергия, преобразуемая в электричество на крупных ГЭС, а также энергия биомассы (дрова, кизяк, солома и т. п.), используемая для получения тепла традиционным способом сжигания. В группу нетрадиционных ВИЭ включают солнечную и геотермальную энергию, энергию ветра и морских волн, течений, приливов, гидравлическую энергию, преобразуемую в электричество на малых ГЭС (до 10 МВт), и энергию биомассы, используемую для получения тепла, электричества и моторного топлива нетрадиционными методами 1 .

Особого внимания заслуживает исследование мировых рынков нетрадиционных ВИЭ. Это объясняется тем, что они, во-первых, менее изучены, а во-вторых, более перспективны по сравнению с традиционными ВИЭ.

Место нетрадиционных ВИЭ в мировой энергетике . Основное преимущество нетрадиционных ВИЭ перед другими энергоносителями - их возобновляемый характер и экологическая чистота. Несомненным достоинством является также широкая распространенность большинства их видов. Другие стимулы для внедрения нетрадиционных ВИЭ - безопасность поставок, рост цен на ископаемое топливо, разработка соответствующих технологий.

Следует отметить, что запасы ископаемого топлива в мире очень неравномерно распределены. Ограниченность ресурсов создает угрозу энергетической безопасности страны и ставит проблему надежности его поставок. Другая сторона вопроса касается политических рисков. В результате, некоторые страны, потребляющие много энергии, но не располагающие адекватными ресурсами ископаемого топлива, находятся в критической зависимости от его импорта и как следствие от политической обстановки в странах - производителях углеводородного топлива. С рисками связан, как известно, и транзит этих энергоносителей. Возобновляемая энергетика гораздо более безопасна, поскольку она основывается на использовании местных или региональных ресурсов. Кроме того, ее развитие способствует диверсификации поставок энергии, что усиливает энергетическую безопасность соответствующих регионов.

Конкурентоспособность нетрадиционных ВИЭ находится в сильнейшей зависимости от цен на энергоносители. Чем они выше, тем более выгодно использование нетрадиционных ВИЭ. Согласно расчетам экспертов ИМЭМО РАН, производство, к примеру, моторного топлива из сельскохозяйственных культур (кукурузы, рапса, сахарного тростника) является рентабельным при цене нефти в 50-70 долл./барр. . Как следствие - колебания цен на органическое топливо вносят элемент неопределенности в планы разработчиков нетрадиционных ВИЭ.

В то же время ужесточение экологических требований, ведущее к удорожанию удельных капиталовложений в строительство традиционных генерирующих мощностей, однозначно способствует развитию нетрадиционных ВИЭ. По расчетам российских экспертов, примерно пять лет назад 1 кВт традиционных мощностей обходился в 1000-1200 долл., сейчас эти расходы возросли до 2800-3000 долл. . Однако основным двигателем расширения использования нетрадиционных ВИЭ, безусловно, является научно-технический прогресс. Новые технологии постоянно повышают конкурентоспособность нетрадиционной энергетики.

Наиболее слабым местом нетрадиционных ВИЭ является более высокая стоимость получаемой энергии по сравнению с органическим топливом. Другие отрицательные качества - малая плотность потока энергии (удельная мощность) и его изменчивость во времени. Первое обстоятельство заставляет создавать большие площади энергоустановок, «перехватывающих» поток используемой энергии (приемные поверхности солнечных установок, площадь ветроколеса, протяженные плотины приливных электростанций и т. п.). Это приводит к масштабным отторжениям участков земли и большой материалоемкости подобных устройств, следовательно, к увеличению удельных капиталовложений по сравнению с традиционными энергоустановками. Изменчивость во времени в свою очередь требует дополнительных затрат на оборудование, обеспечивающее сбор, аккумулирование и преобразование энергии.

К недостаткам нетрадиционных ВИЭ следует, очевидно, отнести и то, что при производстве электроэнергии за счет этих непостоянных источников в промышленных масштабах возникают трудности, связанные с невозможностью постоянного сопряжения производства электроэнергии с ее потреблением (с графиком нагрузки). Технические сложности могут возникнуть и при интегрировании энергетических установок на базе нетрадиционных ВИЭ в общую силовую сеть. Во избежание изменений параметров объединенной энергосистемы (прежде всего частоты), доля нерегулируемых электростанций (ветро- и солнечных электростанций) не должна превышать, по оценке экспертов, 10-15% общей мощности.

Потенциал ВИЭ, особенно солнечной и геотермальной энергии, огромен (табл. 1) . Так, только Солнце ежедневно посылает на Землю в 20 раз больше энергии, чем ее использует все население земного шара за год. Однако «взять» эту энергию и сохранить крайне сложно.

Таблица 1

Потенциал ВИЭ в мире, Эдж/год

Как показывают данные табл. 1, технический потенциал ВИЭ 2 оценивается в настоящее время в 7500 Эдж/год, что в 17 раз превышает годовой объем мирового производства всех первичных энергоресурсов (около 445 ЭДж в 2006 г.) . Таблица красноречиво свидетельствует также о том, что технический (а тем более теоретический) потенциал нетрадиционных ВИЭ многократно превышает потенциал ВИЭ, используемых в основном традиционными способами (биомасса и гидроэнергия) 3 .

Учитывая возобновляемый характер, экологическую чистоту, повсеместную доступность большинства нетрадиционных ВИЭ, многие страны мира уделяют большое внимание их развитию, сделав это направление важной сферой своей государственной технической политики. Более того, во многих из них в последние годы появились солидно финансируемые государственные программы в данной области, приняты нормативно-законодательные акты в сфере использования нетрадиционных ВИЭ, которые составили правовую, экономическую и информационную основу этого направления технического развития. По состоянию на 2008 г. более 70-ти стран имеют официально установленные задания по развитию нетрадиционных ВИЭ (в виде доли от конечного потребления первичных источников или от производства электроэнергии).

Вклад ВИЭ в мировой энергобаланс пока невелик. Так, в 2006 г. они обеспечивали 18% конечного мирового потребления энергии. При этом на долю биомассы и гидроэнергии, используемых традиционными способами, приходилась подавляющая часть этого вклада - около 15,6%, на долю нетрадиционных ВИЭ - всего 2,4% . Тем не менее именно с нетрадиционными ВИЭ ученые связывают будущее возобновляемой энергетики. Об обоснованности такого мнения говорит не только их огромный потенциал вкупе с другими преимуществами, но и быстрый рост мощностей возобновляемой энергетики в последние годы. Так, с 2002 по 2006 г. среднегодовые темпы прироста мощностей нетрадиционных ВЭИ по отдельным носителям составляли от 15 до 60% :

В основе таких высоких темпов, безусловно, лежит научно-технический прогресс, способствующий совершенствованию технологий и удешевлению оборудования по использованию нетрадиционных ВИЭ. Впрочем, нельзя умалять значение и таких факторов, как увеличение государственной поддержки данного сектора экономики, а также отмечавшийся в эти годы очень быстрый рост цен на ископаемое топливо. Мощности по производству энергии с использованием традиционных ВИЭ (крупные ГЭС, традиционная биомасса) росли в эти годы гораздо более низкими темпами - 3-5% . Заслуживает, очевидно, внимания и такой факт: в 2008 г. в США и ЕС абсолютный прирост мощностей по нетрадиционным ВИЭ превзошел прирост мощностей по обычным энергоносителям .

По мнению международных экспертов, ВИЭ могут замещать ископаемое топливо в четырех сферах: производстве электроэнергии; приготовлении пищи и отоплении помещений; производстве моторного топлива; автономном снабжении энергией сельской местности.

В электроэнергетике в 2006 г. на нетрадиционные ВИЭ приходилось около 5% установленных мощностей и 3,4% произведенной электроэнергии . Общие мировые мощности по производству электроэнергии в том же году составляли около 4300 ГВт, из них на ВИЭ приходилось 22,7%, крупные ГЭС - 17,9, нетрадиционные ВИЭ - 4,8 (в том числе на ветроэнергетические установки (ВЭУ) - 1,7, малые ГЭС - 1,7, установки на биомассе - 1,0, геотермальные станции - 0,2, фотогальванические установки (ФУ) - 0,1%) .

Резкий взлет цен на нефть и другие традиционные энергоносители в 2007 - первой половине 2008 г. придал мощное ускорение развитию нетрадиционных ВИЭ. В результате их общие установленные мощности в мире возросли с 207 ГВт в 2006 г. до 280 ГВт в 2008 г. (табл. 2) . При этом мощности ВЭУ увеличились с 74 до 121 ГВт, малых ГЭС - с 73 до 85 ГВт, ФУ - с 5 до 13 ГВт. Лидерами в развитии нетрадиционных ВИЭ к этому году стали Китай (76 ГВт), США (40 ГВт), Германия (34 ГВт), Испания (22 ГВт), Индия (13 ГВт) и Япония (8 ГВт). Мощности нетрадиционных ВИЭ в развивающихся странах достигли в 2008 г. 119 ГВт (43% мировых).

Таблица 2

Мировые (установленные) мощности по производству электроэнергии, ГВт

Масштабы и скорость освоения отдельных видов нетрадиционных ВИЭ зависят от наличия ресурсов и степени разработанности соответствующих технологий, а в конечном счете - от себестоимости получаемой энергии. Так, электроэнергия, вырабатываемая на установках нетрадиционных ВИЭ, пока заметно дороже электроэнергии, произведенной на крупных ГЭС или ТЭС. Для информации: стоимость энергии, выпускаемой современной ТЭС, составляет в настоящее время 40-70 долл./МВт-ч. Однако отдельные технологии использования нетрадиционных ВИЭ (малые ГЭС, ВЭУ наземного базирования, геотермальные станции, совместная переработка биомассы с углем) уже сейчас вполне конкурентоспособны в сравнении с традиционными (табл. 3) . В то же время энергия, вырабатываемая на фотогальванических установках и гелиотермальных станциях, пока еще очень дорога. Впрочем, здесь необходимо принимать во внимание два дополнительных обстоятельства. Во-первых, технологии, задействованные в нетрадиционных ВИЭ, быстро совершенствуются, следовательно, падает себестоимость произведенной с их помощью электроэнергии. Во-вторых, нельзя забывать, что нетрадиционные ВИЭ экологичны, возобновляемы, а в случае необходимости могут работать автономно и снабжать энергией потребителей, не подсоединенных к распределительным сетям централизованных источников энергии.

Таблица 3

Стоимость производства электроэнергии с использованием ВИЭ

Несмотря на то, что электроэнергия, вырабатываемая на крупных ГЭС, одна из самых дешевых, во многих странах, особенно развитых, рост мощностей крупной гидроэнергетики в последние годы сдерживается соображениями охраны окружающей среды, а также риском затопления обширных площадей и необходимостью переселения больших масс населения.

В 2006 г. установленные мощности крупных ГЭС в мире достигли 770 ГВт, а производство электроэнергии на них - 2725 ТВт-ч, что составило около 15% всего мирового производства электроэнергии (по сравнению с 19% в 1996 г.). Среднегодовые темпы роста производства энергии на крупных ГЭС в 2002-2006 гг. были ниже 3, а в развитых странах - ниже 1%.

В соответствии с базовым прогнозом Международного Энергетического Агентства (МЭА) (World Energy Outlook 2008) , среднегодовые темпы роста производства электроэнергии на крупных ГЭС в период 2007-2030 гг. составят 2% и к 2030 г. выпуск энергии на них превысит 4380 ТВт-ч. Доля крупных ГЭС в общем мировом производстве электроэнергии снизится до 12,4%.

Малая гидроэнергетика свободна от недостатков крупной. В связи с этим ее перспективы выглядят заметно предпочтительнее. Малые ГЭС (мощностью до 10 МВт) часто создаются для автономного или полуавтономного снабжения электроэнергией сельского населения и замещения дизель-генераторов и других мелких энергетических устройств, продукция которых обычно очень дорога. В период с 2001 по 2006 г. среднегодовые темпы роста мощностей малой гидроэнергетики в мире составляли 7%. К 2006 г. их уровень достиг 73 ГВт, а выпуск энергии на них - более 250 ТВт-ч. С учетом ограниченности гидроресурсов в мире можно предположить, что в период до 2030 г. темпы развития малой гидроэнергетики заметно снизятся, но тем не менее останутся выше, чем крупной. При темпе роста в 4,5-4,7% выпуск электроэнергии на малых ГЭС достигнет к 2030 г. 770-780 ТВт-ч, что будет составлять более 2% всего производства электроэнергии в мире.

Ветроэнергетика - одна из самых динамичных отраслей нетрадиционных ВИЭ. По данным МЭА, в 2006 г. производство электроэнергии на базе энергии ветра равнялось 130 ТВт-ч, что составляло 0,7% всего мирового производства электроэнергии. По состоянию на тот же год установленные мощности ВЭУ в мире достигли 74 ГВт. По сравнению с 2000 г. они возросли в 4 раза. Себестоимость электроэнергии, производимой ветрогенераторами наземного базирования, является одной из самых низких. Энергия ветра используется более чем в 70-ти странах мира, лидерами являются США, Испания, Индия и Китай.

Потенциал ветроэнергетики огромен. Согласно базовому прогнозу МЭА (WEO 2008), к 2030 г. мировое производство электроэнергии с использованием энергии ветра увеличится до 1490 ТВт-ч, что составит 4,5% суммарной выработки электроэнергии в мире. Наиболее перспективными в этом плане считаются прибрежные зоны, однако пока число оффшорных ВЭУ растет медленно по причине высокой стоимости оборудования и сложности его обслуживания. В 2006 г. производство электроэнергии с использованием ВЭУ морского базирования составило около 2 ТВт-ч. К 2030 г. ожидается увеличение данного показателя до 350 ТВт-ч в связи со снижением стоимости подобных установок. При этом наибольший рост установленных мощностей морских ветрогенераторов прогнозируется в странах ЕС, где к 2030 г. их доля в суммарном производстве электроэнергии с использованием энергии ветра возрастет до 17%.

В ближайшие годы, а может быть и десятилетия, биомасса останется основным ВИЭ, однако на производство электроэнергии пока идет лишь 6,8% ее объема - в основном отходы сельскохозяйственного производства и бытовые отходы. В 2006 г. мировое производство электроэнергии из биомассы равнялось 220 ТВт-ч, что составляло 1,2% всего мирового производства электроэнергии. По мнению экспертов, к 2030 г. использование биотоплива нетрадиционными способами заметно возрастет. Согласно базовому прогнозу МЭА (WEO 2008), количество биотоплива, израсходованного на выработку электроэнергии, увеличится с 83 млн. т н.э. в 2006 г. до 290 млн. т н.э. в 2030 г. (среднегодовой темп прироста - 5%). С учетом повышения эффективности выработки электроэнергии из биотоплива, производство электроэнергии из этого энергоносителя возрастет к 2030 г. даже в большей степени -до 840-860 ТВт-ч (среднегодовой темп прироста - 5,7%), что будет составлять около 2,4-2,6% суммарного производства электроэнергии в мире.

Пока из всех нетрадиционных ВИЭ использование геотермальной энергии развивается самыми низкими темпами (2-3% в год). В 2006 г. установленные мощности геотермальных станций мира составляли 10 ГВт, на них было произведено 60 ТВт-ч - около 0,3% всего мирового производства электроэнергии. Есть основания предположить, что к 2030 г. выработка энергии на ГеоТЭС возрастет до 120-125 ТВт-ч, однако их доля в совокупном мировом производстве электроэнергии останется на уровне 0,3%. Расширение мощностей подобных станций ожидается в США и развивающихся странах Азии.

В настоящее время солнечная энергия преобразуется в электрическую в основном двумя способами - фотоэлектрическим и термодинамическим. Первый пока значительно опережает второй. В 2006 г. суммарные установленные мощности фотогальванических установок, преобразующих световую энергию солнца в электроэнергию, составили в мире около 8 ГВт. Мощность же гелиотермальных станций была более чем в 10 раз меньше.

Большая часть средних и крупных ФУ в настоящее время встраивается в электросеть, из которой возмещается нехватка солнечной энергии. Излишек передается в сеть. ФУ, встроенные в систему, в последние годы демонстрируют исключительно высокие темпы роста (около 50% в год). Их установленные мощности к 2006 г. достигли 5 ГВт. Мощность большей части ФУ - несколько киловатт или десятков киловатт. При этом ФУ все чаще становятся неотъемлемой частью архитектуры различных сооружений. С 2006 г. во многих странах мира начали возводить солнечные электростанции мощностью от сотен киловатт до мегаватт. Так, корпорация Google возвела в Калифорнии солнечную электростанцию мощностью 1,6 МВт, а ВВС США на своей базе в Неваде - станцию мощностью 14 МВт. В Испании строятся две солнечные электростанции, каждая мощностью 20 МВт. В целом в настоящее время в мире имеется свыше 800 станций мощностью более 200 кВт и 9 станций (в Германии, Португалии, Испании, США) мощностью более 10 МВт каждая.

Различное применение находят и малые солнечные установки (мощностью менее 1 кВт), не подключенные к сети: обеспечение электричеством не имеющих централизованного снабжения помещений в сельской местности, отдаленных телекоммуникационных устройств, дорожных сигналов и т. п.

В соответствии с базовым сценарием МЭА (WEO 2008), мировое производство электроэнергии с использованием ФУ возрастет с 2006 по 2030 г. почти в 50 раз и достигнет к концу этого периода 245 ТВт-ч, что будет составлять около 0,7% общего производства электроэнергии в мире. При этом наибольшее развитие ФУ произойдет в ЖКХ вследствие роста рыночных цен на электроэнергию, а также государственной поддержки сферы нетрадиционных ВИЭ.

Принцип действия гелиотермальной станции основан на преобразовании энергии солнца в тепловую с помощью гелиоконцентратора. Затем тепловая энергия преобразуется в электроэнергию с использованием традиционной паросиловой установки. За период 1990-2004 гг. подобные станции практически не представляли интереса, и новых мощностей почти не создавалось. Ситуация резко изменилась с появлением новых технологий. Начиная с 2004 г. новые гелиотермальные станции были созданы в Израиле, Португалии, Испании, США. В 2006 г. вступили в строй станции в Неваде (мощностью 64 МВт) и в Испании (11 МВт). В 2007 г. в мире возводилось или проектировалось более 20 новых гелиотермальных станций. В одной только Испании в настоящее время строятся три станции по 50 МВт каждая и проектируются еще 10 подобных станций. В США планируется возведение 8 гелиотермальных станций общей мощностью 2 ГВт. В 2006 г. суммарная установленная мощность подобных станций составляла 354 МВт, к 2030 г. она может возрасти до 7 ГВт. Предполагается, что к этому году на таких электростанциях будет выработано более 100 ТВт-ч, что составит около 0,3% общего производства электроэнергии в мире.

Гораздо меньше развито практическое применение приливной энергии. В мире существует только одна крупная приливная электростанция мощностью 240 МВт во Франции. Что касается использования энергии морских волн, то этот способ находится на стадии начального экспериментирования.

С учетом рассмотренных выше тенденций развития отдельных нетрадиционных ВИЭ их место в мировой энергетике в период до 2030 г. представляется следующим образом (табл. 4).

Таблица 4

Доля нетрадиционньгх ВИЭ в производстве электроэнергии в мире*

* Рассчитано на основе данных WEO 2008 .

В результате дальнейшего совершенствования технологий использования нетрадиционных ВИЭ и соответствующего снижения стоимости выпускаемой на их основе электроэнергии, а также сохранения государственной поддержки этого сектора мировой энергетики в большинстве развитых и во многих развивающихся странах мира доля нетрадиционных ВИЭ в совокупном мировом производстве электроэнергии с 2006 по 2030 г. увеличится почти в 3 раза (с 3,5 до 10,2%). Соответствующая доля ВИЭ за этот период возрастет в гораздо меньшей степени - с 17,9 до 22,6%. Доля крупных ГЭС за эти же годы сократится с 14,4 до 12,4%.

Другой сферой, где нетрадиционные ВИЭ постепенно заменяют традиционные энергоносители, является моторное топливо. Альтернативное моторное топливо (биотопливо) производится из особой биомассы - сельскохозяйственных культур. Причем, если сырьем служит сахар, кукуруза, пшеница, то получаемое биотопливо именуется этанолом, а если пальмовое масло, рапс или другие масличные, то биодизелем. В 2006 г. производство этанола в мире достигло 39 млрд. л, биодизеля - 6 млрд. л. Таким образом, в целом в указанном году биотопливо покрывало 1,2% потребностей в моторном топливе .

Биотопливо превратилось в «любимое дитя» западных политиков благодаря двум своим достоинствам. Во-первых, на фоне резкого скачка цен на нефть в 2005-2008 гг. и нарастания напряженности между импортерами и «неблагонадежными», по их мнению, экспортерами энергоресурсов, биотопливо стало рассматриваться как способ диверсификации энергобаланса и чуть ли не основное средство избавления от нефтегазовой зависимости. Во-вторых, не менее популярное достоинство биотоплива - его экологичность.

Однако масштабное развитие этой индустрии все еще находится под вопросом. Причем технические сложности (потребность в модификации двигателей, работающих на обогащенных смесях, трудности, связанные с применением в очень жаркую и очень холодную погоду, с транспортировкой по трубопроводам) успешно решаются. Намного серьезнее проблемы, лежащие в экономической плоскости. Так, в Бразилии и других странах, где благоприятные погодные условия (теплый, солнечный климат) сочетаются с дешевизной земель и рабочей силы, конкурентный продукт можно производить при умеренных (40 долл. и выше) ценах за баррель нефти. В развитых странах с их прохладным климатом и менее подходящими сельскохозяйственными культурами себестоимость аналогичного продукта заметно выше: в США - почти вдвое, в Европе - почти втрое (так как растения этих регионов аккумулируют меньше солнечной энергии). Конкурентным в этих странах биотопливо становится благодаря мощнейшей поддержке со стороны государства, что стимулирует его розничные продажи.

Впрочем, есть еще более сложная проблема: производству биотоплива мешает прежде всего нехватка свободных сельскохозяйственных земель. Мировой пахотный клин достиг максимальных размеров в конце 80-х годов прошлого века, и с тех пор существенно увеличить его невозможно. Чтобы производить биотопливо, приходится использовать в качестве сырья часть урожая продовольственных культур. Так, в 2006 г. в США на производство биотоплива было израсходовано 20% главной зерновой культуры - кукурузы. Не меньшей была эта доля и в 2007 г.

Рост потребления продовольственных культур производителями биотоплива, естественно, ведет к росту цен на эти культуры, что, с одной стороны, отражается на уровне жизни населения, а с другой - снижает конкурентоспособность биотоплива по сравнению с традиционными энергоносителями.

Учитывая все недостатки биотоплива, полагаем, что оно не сможет стать серьезной альтернативой нефти, тем более повлиять на ее стоимость. Но в ряде стран с особо благоприятными природными условиями оно будет достаточно рентабельно. Впрочем, многое зависит от уровня цен на нефть. Так, вплоть до 2008 г. в условиях высоких цен на нефть производство биотоплива в мире продолжало расти и достигло 80 млрд. л. Спад в его производстве наметился в 2009 г. с падением нефтяных цен. В США в этом году закрылось около 20% заводов по производству этанола. Бразилия, со своей стороны, заявила, что увеличивает долю сахарного тростника, поступающего на сахарорафинадные заводы.

Тем не менее говорить о «смерти» данной отрасли, очевидно, не стоит. С ростом цен на нефть биотопливо вновь станет конкурентоспособным. Согласно базовому сценарию прогноза МЭА (WEO 2008), к 2030 г. мировое производство биотоплива достигнет 300 млрд. л (80% - этанол, 20% - биодизель), что сможет обеспечить около 5,5% мирового потребления моторного топлива.

В период до 2030 г. крупнейшими потребителями этанола останутся Бразилия и США, биодизельного топлива - страны ЕС и Азии. В США уже с 2007 г. большая часть бензина продается с добавками этанола. В Бразилии заправочные станции продают либо чистый этанол, либо смесь этанола и бензина. Спрос на этанол в этой стране поддерживается массовым производством автомобилей, приспособленных для работы на различных смесях этанола с бензином.

Широкое применение биотоплива второго поколения, получаемого методом газификации или гидролиза из биомассы, представленной отходами сельскохозяйственного производства, древесиной и целлюлозой, очевидно, начнется после 2015 г.

Еще одной сферой применения нетрадиционных ВИЭ является производство тепловой энергии. В 2006 г. на основе нетрадиционной биомассы, геотермальной и солнечной энергии производилось около 3% тепловой энергии. Существуют прогнозы, что к 2030 г. доля нетрадиционных ВИЭ в производстве тепловой энергии возрастет до 7% . В конечном мировом потреблении энергии в период 2006-2030 гг., по нашим расчетам, их доля увеличится с 2,4 до 8,3%, а всех ВИЭ - с 18,0 до 18,4% (табл. 5).

Как следует из данных табл. 5, вплоть до 2030 г. невозобновляемые виды энергии (ископаемое топливо и атомная энергия) останутся основой мировой энергетики (81,6%) и ВИЭ, а тем более нетрадиционные ВИЭ не станут для них конкурентами. Тем не менее значимость нетрадиционных ВИЭ будет возрастать, и к 2050 г. их доля в мировом энергобалансе может увеличиться до одной четверти. Их главным преимуществом останется неисчерпаемость, экологичность, широкое распространение и способность снабжать теплом и электроэнергией потребителей, не подсоединенных к централизованным системам.

Таблица 5

Доля нетрадиционньгх ВИЭ в конечном потреблении энергии в мире*

*Рассчитано на основе данных .

Возможности развития нетрадиционных ВИЭ в России . Несмотря на великолепную обеспеченность традиционными энергоносителями, Россия также заинтересована в использовании нетрадиционных ВИЭ. Последние могут иметь несколько сфер применения. Во-первых, это энергообеспечение северных и других труднодоступных и удаленных районов, не подключенных к общим сетям, где проживают около 10 млн. чел. Завоз топлива в эти районы превратился в трудную проблему. Огромные расстояния и значительные транспортные расходы приводят к тому, что в некоторых из них (Камчатка, Курилы, Республика Тыва, Республика Алтай и др.) стоимость привозного топлива и выработанной на его основе электроэнергии становится настолько высокой, что делает технологии нетрадиционных ВИЭ коммерчески привлекательными.

Увеличение генерирующих мощностей в энергодефицитных регионах - другая сфера возможного применения нетрадиционных ВИЭ в России. Более 15 млн. россиян проживает там, где централизованное электроснабжение ненадежно и потребителей регулярно отключают от сети. Аварийные отключения дезорганизуют жизнь городов и сельской местности, наносят огромный ущерб промышленному и сельскохозяйственному производствам. Использование местных нетрадиционных ВИЭ, главным образом, энергии ветра, малых ГЭС и биомассы позволило бы избежать таких потерь и одновременно сократить потребность в привозном топливе.

Децентрализованное снабжение электроэнергией и теплом сельских районов, в том числе отдаленных изолированных поселений, семейных ферм, индивидуальных загородных домов также является перспективной сферой использования нетрадиционных ВИЭ. Более того, часто это единственный способ их снабжения. В число потенциальных потребителей нетрадиционных ВИЭ могут также войти предприятия лесной и рыбной промышленности, метеорологические, коммуникационные, археологические и геологические станции, радары, маяки, морские нефтяные и газовые платформы.

Улучшение экологической обстановки на курортах и в других местах массового отдыха населения также может быть достигнуто за счет широкого внедрения нетрадиционных ВИЭ (солнечных коллекторов, биогенераторов, тепловых насосов, ветроустановок и т. п.). При этом электроэнергия, генерируемая с помощью некоторых нетрадиционных ВИЭ, уже сейчас может быть дешевле, чем от дизельных генераторов. К тому же отпадает проблема завоза традиционного топлива.

В России имеются значительные ресурсы разнообразных нетрадиционных ВИЭ: энергия ветра, геотермальная энергия, гидроэнергетические ресурсы малых рек, нетрадиционная энергия биомассы и солнечная энергия (табл. 6) . Практически во всех регионах имеется один или два типа нетрадиционных ВИЭ, коммерческая эксплуатация которых может быть оправданной.

Таблица 6

Потенциал нетрадиционных ВИЭ* в России, млн. т у. т. в год

* Методология оценки валового, технического и экономического потенциалов нетрадиционных ВИЭ детально изложена в работе .

** В соответствии с российским определением малых гидроресурсов (станции мощностью до 30 МВт).

*** Низкопотенциальное тепло в итогах не учитывается.

В отличие от зарубежных исследователей, рассчитавших мировой валовой и технический потенциалы нетрадиционных ВИЭ, российские эксперты оценили также экономический потенциал, под которым понимается часть технического, использование которого экономически оправданно при существующем уровне цен на ископаемое топливо, тепло, электричество, оборудование и материалы, транспорт и рабочую силу. Согласно этим оценкам, экономический потенциал нетрадиционных ВИЭ в России составляет около 260 млн. т у. т. , т. е. более 28% ее общего потребления первичных источников энергии (в 2005 г. - 920 млн. т у.т., или 645 млн. т н.э.) . Следует отметить, что расчет экономического потенциала нетрадиционных ВИЭ в России сделан в конце XX в. К настоящему времени он, по всей видимости, возрос с учетом роста цен на ископаемое топливо и снижением затрат, связанных с разработкой ВИЭ.

Что касается технического потенциала нетрадиционных ВИЭ в России, то он превышает 4658 млн. т у.т. в год, что примерно в 5 раз больше ее общего потребления первичных энергоресурсов.

По свидетельству экспертов, на сегодняшний день российские технологии возобновляемых источников (кроме ветровых турбин) сопоставимы с иностранными технологиями по своим рабочим и научно-техническим характеристикам, однако большая их часть, из-за отсутствия готовых рынков находится на стадии либо научно-технических разработок, либо демонстрационной. Если государство сможет придать импульс развитию внутреннего рынка оборудования нетрадиционных ВИЭ, отечественная промышленность на основе своего значительного технического и научного опыта сможет не только обеспечить внутренний спрос, но и выделить значительную часть производимого оборудования на экспорт.

Несмотря на богатые ресурсы и наличие сфер применения, практическое использование нетрадиционных ВИЭ в России пока крайне ограничено. Так, по данным статистики МЭА (WEO 2007), энергия от таких источников составляла в 2005 г. около 1% общего потребления первичных энергоносителей в стране . По мнению отечественных экспертов, примерно 4% тепла в России получают на базе нетрадиционных ВИЭ . Согласно официальным российским данным, по состоянию на 2008 г. общая установленная мощность электрогенерирующих установок и электростанций России, использующих нетрадиционные ВИЭ, не превышала 2,2 ГВт . Посредством таких источников в России вырабатывается не более 8,5 млрд. кВт-ч электрической энергии, что составляет менее 1% от общего объема производства электроэнергии в стране . Таким образом, по доле нетрадиционных ВИЭ в потреблении первичных энергоресурсов и производстве электроэнергии Россия заметно уступает развитым странам мира. Еще сильнее наше отставание по выпуску моторного биотоплива.

Производство биотоплива первого поколения (из пищевого сырья) в России в силу ряда причин практически не развивается. С учетом цен на масличные российский биодизель неконкурентоспособен на внутреннем и внешнем рынках. Не лучше ситуация и с этанолом. Во-первых, в России нет излишков кукурузы, которые необходимы, чтобы его производство было рентабельным. Во-вторых, отечественная кукуруза значительно дороже, чем в других странах - производителях. В третьих, высок акцизный налог на этанол, относимый в России к разряду этилового спирта (около 25 руб./л), что делает его абсолютно неконкурентоспособным по отношению к бензину (где акциз составляет около 6 руб./л).

В настоящее время основной сферой интересов отечественных разработчиков и производителей в этой отрасли является биотопливо второго поколения, получаемое из целлюлозы растений. Сырьем для целлюлозного этанола служат древесные непищевые отходы (солома, трава, опилки). Производство биоэтанола из них не ставит под угрозу пищевой баланс страны. Правда, пока себестоимость производства целлюлозного этанола остается выше себестоимости биоэтанола зернового. Однако технологический прогресс в этой отрасли идет стремительно, и себестоимость целлюлозного этанола быстро падает.

Главной причиной ограниченного использования нетрадиционных ВИЭ в России является относительная дороговизна энергии, полученной на их основе, по сравнению с энергией, выработанной из ископаемых видов топлива. Отсутствие необходимой нормативно-правовой базы, федеральной и региональной программ поддержки, а также недостаток информации о ресурсах, технологиях и возможностях нетрадиционных ВИЭ также сдерживают масштабы их применения в стране.

Впрочем, ситуация начинает понемногу меняться к лучшему. Так, с ужесточением экологических требований к традиционным электростанциям и совершенствованием соответствующего оборудования постепенно сходит на нет фактор неконкурентоспособности нетрадиционных технологий получения энергии. Меняется и отношение государства к нетрадиционным ВИЭ. Показателем этого является прежде всего принятие Правительством РФ 13 ноября 2009 г. новой Энергетической стратегии России на период до 2030 г., уделившей значительное внимание перспективам развития альтернативной энергетики. Согласно этому документу, к 2030 г. доля нетрадиционных ВИЭ в отечественном энергобалансе должна составить не менее 10% (к 2020 г. - не менее 5%) . К концу указанного периода годовой объем производства электроэнергии на их базе прогнозируется довести до 80-100 млрд. кВт-ч, т.е. увеличить его за эти годы более чем на порядок .

Ускорить освоение нетрадиционных ВИЭ в России могло бы принятие ряда важнейших документов, прежде всего закона о нетрадиционных ВИЭ и программы развития нетрадиционных ВИЭ на федеральном и региональном уровнях. Закон должен определить юридический статус производителей энергии на основе нетрадиционных технологий, их права и обязанности. Кроме того, в нем должна быть прописана ответственность федеральных, региональных и местных властей в плане установления правил, стандартов, лицензирования, налогообложения деятельности производителей, занятых в этой сфере. В Программе развития нетрадиционных ВИЭ необходимо зафиксировать меры государственной поддержки. В число последних, по нашему мнению, было бы целесообразно включить такие новации, как существенное повышение налоговых (экологических) платежей и сборов (поступления от которых могли бы быть использованы для создания специального фонда в целях финансирования проектов по нетрадиционным ВИЭ), введение надбавки к цене за энергию, вырабатываемую с использованием данных источников энергии, на оптовом и розничном рынках, а также субсидии за подключение объектов нетрадиционных ВИЭ к сетям. Положительную роль в формировании рынка могут сыграть также демонстрационные объекты, сооружаемые на средства федерального и регионального бюджетов. Такие объекты необходимо построить во всех федеральных округах, учитывая разницу в климатических условиях и перспективность различных видов нетрадиционных ВИЭ. Если все эти меры будут осуществлены, у России появится шанс не только достичь, но и превзойти вышеназванные целевые показатели.

1 Существует тесная связь между энергетикой, основанной на ВИЭ, и водородной энергетикой. ВИЭ наряду с ядерными энергоустановками рассматриваются как основные энергоисточники для производства водорода из воды. В свою очередь многие виды энергоустановок на ВИЭ, в частности использующие солнечную и ветровую энергию, нуждаются в эффективных аккумуляторах, которыми могут служить наряду с электрическими водородные накопители.

2 Технический потенциал ВИЭ - часть совокупного (теоретического) потенциала, которая может быть использована с помощью известных технологий, принимая во внимание социальные и экологические факторы, но без учета рентабельности.

3 В настоящее время около 60% биомассы используется с применением традиционных технологий, 10% - новых технологий. Гидроэнергия более чем на 90% используется традиционным способом на крупных ГЭС и лишь на 40% - на малых ГЭС.

Литература

1. Мировая экономика: прогноз до 2020 г. /Под ред. акад. А.А. Дынкина. М.: Магистр, 2007.
2. www.esco-ecosys.narod. ru/2009_2/artool.
3. Renewable Energy Technology Deployment - RETD, IEA, 2006.
4. Renewables 2007 Global Status Report. www.ren21.net.
5. Energy Information Administration, USA. International Energy Annual 2008 (June-October 2008), Table F1-F9.
6. Renewables 2009 Global Status Report. www.ren21.net.
7. World Energy Outlook 2008, IEA. www.iea.org.
8. Deploying Renewables: Principles for Effective Policies-2008. IEA.
9. Яновский А.Б., Безруких П.П. Роль возобновляемых источников энергии в энергетической стратегии России. Международный конгресс «Бизнес и инвестиции в области возобновляемых источников энергии в России, 31.05-04.061999 г. Москва, Россия». Материалы конгресса в 3-х томах. М.: Интерсоларцентр, 1999.
10. Безруких П.П., Арбузов Ю.Д. и др. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. СПб: Наука, 2002.
11. World Energy Outlook 2007, IEA. www. iea. org.
12. Интервью с П.П. Безруких. Ведомости, 11 марта 2003 г.
13. Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года. Распоряжение Правительства РФ от 8 января 2009 года №1-p. www.government.ru.
14. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009года№1715-p. www.government.ru, www.energystrategy.ru.
15. www.minenergo.gov.ru/news/min_ news/1515.html.

Предисловие РАВИ

В развитии ветроэнергетического рынка свой интерес обозначили энергетические компании и инвесторы. Закономерно, что этот сектор постепенно притягивает внимание компаний более глубокого уровня всей энергетической индустрии и достигает внимания нефтяного и газового сектора. Технологии ВИЭ более молоды и вхождение в сектор “зеленой энергетики” заинтересовало на данный момент меньшинство из них, но тенденция устойчива. И тем более интересен взгляд на рынок ВИЭ со стороны популярного аналитического издания нефтегазового сектора “Нефть и Капитал” :

Инвестирование и развитие проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) идет семимильными шагами, обгоняя по темпам роста другие виды энергетики. В данном обзоре «альтернативного» энергобизнеса нефтегазовых компаний, помимо не вызывающих сомнение направлений (энергии солнца, ветра, приливов, геотермальных источников, волн), в понятие ВИЭ включается также малая гидроэнергетика - объекты установленной мощностью до 50 МВт. В 2017 году в мире, по данным отчета REN21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st Century), на ВИЭ было потрачено $280 млрд, что всего на 2% больше по сравнению с 2016 годом, однако в два раза превышает совокупные инвестиции во все новые нефтегазовые проекты в 2017 году ($140 млрд, по данным Rystad). При этом совокупные инвестиции в солнечную энергетику, по данным ООН, увеличились на 18% по сравнению с 2016 годом и составили около $160 млрд. Все большее количество нефтегазовых корпораций включается в направление ВИЭ и реализует проекты в солнечной, ветровой энергетике, в производстве биотоплива. На данном этапе мирового так называемого «энергетического перехода» (или трансформации энергетики, energy transition) можно выделить три компании-лидера, имеющие четкую стратегию развития проектов ВИЭ: Total, Shell и Equinor (прежнее название - Statoil). С недавнего времени этому направлению стали уделять значительное внимание и государственные компании (например, китайская Sinopec), а также национальные компании с высокой обеспеченностью запасами нефти и газа. (ближневосточные Saudi Aramco, Petroleum Development Oman, Kuwait Oil Company). Несмотря на успешный опыт зарубежных компаний, российские корпорации, замеченные в проектах возобновляемой энергетики («Роснефть», «Газпром», «ЛУКОЙЛ»), по-прежнему основные усилия концентрируют на своей базовой деятельности и не рассматривают ВИЭ в качестве стратегического направления развития.

От экспериментов к бизнесу По разным прогнозам, темпы роста в области ВИЭ составят примерно 6-7% в год, что значительно выше темпов роста других энергоресурсов в мировой структуре первичного потребления энергии (ППЭ). В частности, статистика ВР дает 7% в год, IEA (International Energy Agency) - 7% в год, ExxonMobil - 6% в год. При этом все прогнозы сходятся на том, что ВИЭ обеспечит порядка 40% общего прироста потребления энергии в 2016-2040 годах. А согласно прогнозу Wood Mackenzie, к 2035 году рынок ВИЭ увеличится в 7 раз. В первую очередь это связано с удешевлением возобновляемой энергии. Так, на сегодняшний день в среднем в мире стоимость электричества, произведенного на солнечных электростанциях, составляет лишь 25% своей стоимости в 2009 году, и, как прогнозирует Bloomberg, она снизится еще на 66% к 2040 году. Также ожидается, что стоимость электричества ветровых электростанций, расположенных на шельфе, к 2040 году снизится на 71%, на суше - на 47%. Что касается географического распределения, то основной прирост объемов ВИЭ предвидится в развивающихся странах Азии (в особенности Китае и Индии). В период с 2015 по 2040 год мощности ВИЭ в этом регионе увеличатся на 58%, а их доля в структуре энергобаланса увеличится с 1% до 17% на фоне значительного расширения энергопотребления и использования других топлив. В Европе рост объемов потребления ВИЭ прогнозируется на 56%, но доля ВИЭ в ППЭ в этом регионе будет расти еще быстрее, что объясняется эффективной государственной поддержкой энергетического перехода. Между тем следует отметить, что в 2017 году объем «зеленых» инвестиций в Европе, по данным ООН, сократился на 36% по сравнению с предыдущим годом и составил $40,9 млрд.

Три лидера среди нефтегазовых majors Ярким примером успешного применения стратегии диверсификации нефтегазового бизнеса и трансформации его в энергетический является компания Total. Владея акциями компаний SunPower, Saft и др., она располагает всеми звеньями производственной цепочки в сфере солнечной энергетики. Также Total уделяет большое внимание производству биотоплива. Во Франции она перепрофилировала нефтеперерабатывающий завод в Марселе в биоперерабатывающий, что отвечает национальным потребностям, ведь в EC планируется повысить показатель биотоплива в конечном содержании топлива до 10% к 2020 году, а во Франции - до 15% к 2030 году. С 2017 года Total владеет 23,3% акций компании EREN RE, которой принадлежат различные активы солнечной, ветряной и гидроэнергетики общей мощностью 650 МВт. В течение 5 лет компания планирует увеличить установленную мощность ВИЭ в мире за счет своих проектов до 3 ГВт. Компания Shell отличается наиболее активным развитием производства биотоплива, хотя также инвестирует в солнечную и ветроэнергетику. Shell является владельцем 50% бразильской компании RaТzen, крупнейшего производителя низкоуглеродного этанола из сахарного тростника, грамотное использование которого на 70% снижает объем выбросов СО2 по сравнению с выбросами от традиционного топлива. Помимо этого, компания также инвестирует в новые способы производства биотоплива из отходов и биомассы, содержащей целлюлозу.

Ветроэнергетикой Shell занимается уже 10 лет. Сегодня компания является инвестором семи проектов ветроэнергетики в Северной Америке и одного в Европе. В расчете из долей участия в этих проектах компании принадлежит установленная мощность ветроэнергетики на 500 МВт. В сфере солнечной энергетики Shell внедряет и развивает направление, разработанное дочерней компанией Glass Point Solar, по использованию солнечной энергии в производстве пара для нагнетательных скважин в рамках мероприятий по воздействию на пласт и интенсификации добычи. В частности, Shell внедрила этот метод в нефтегазодобывающей компании Petroleum Development Oman (PDO), в которой ей принадлежит 34%, чтобы снизить энергопотребление в производственном процессе.

Третьей крупной нефтегазовой компанией, которая активно инвестирует в развитие ВИЭ и в данный период осуществляет трансформацию из нефтегазовой корпорации в энергетический холдинг, является норвежская компания Equinor (кстати, именно в рамках этой стратегии компания Statoil, согласно ее заявлению, и сменила в мае 2018 года название, чтобы оно отражало общеэнергетическую направленность). В отличие от вышеописанных компаний, Equinor инвестирует преимущественно в одно направление ВИЭ - строительство ветроэлектростанций на шельфе. Equinor входит в число акционеров четырех крупных шельфовых ветроэлектростанций в Великобритании и Германии, которые в общей сложности обеспечивают потребности более 1 млн домохозяйств. Из функционирующих на данный момент можно назвать Sheringham Shoal и Dudgeon в Великобритании, а также первую в мире плавучую ветроэлектростанцию Hywind у берегов Шотландии. Запуск ветроэлектростанции Arkona в Германии запланирован на 2019 год; было объявлено, что Equinor совместно с компанией E.ON вложит €1,2 млрд в этот проект. Кроме того, Equinor получила одобрение всех заинтересованных сторон на реализацию проекта Dogger Bank в Великобритании, проектная мощность которого позволит обеспечить чистой энергией 5 млн британских домохозяйств. С недавнего времени норвежская компания также стала инвестировать в развитие солнечной энергетики в Бразилии, а именно в строительство солнечной электростанции Apodifarm мощностью 162 МВт. Планируется, что ежегодно доля «зеленых» инвестиций Equinor будет составлять 15-20% от общих вложений. В 2018 году компания инвестирует $500 млн в проекты ВИЭ, объем инвестиций будет расти из года в год и во второй половине 2020-х годов составит уже $1,5 млрд. Китай: борьба за чистый воздух Среди стран мира Китай мировой лидер по объему установленных мощностей ВИЭ и по инвестициям в «зеленую» энергетику, отмечает REN21. В 2017 году КНР вновь поддержала этот статус, вложив, по данным Bloomberg, $126 млрд в ВИЭ. На конец прошлого года страна занимала первое место по производству биотоплива, установленным мощностям гидроэнергетики, солнечной и ветроэнергетики, а также по производству теплоэнергии с помощью геотермальной энергии.

В рамках 13-го пятилетнего плана (2016-2020) в Китае планируется увеличить долю неископаемых источников энергии в ППЭ до 15% к 2020 году и до 20% к 2030 году, при этом установленная мощность ВИЭ должна составить 680 ГВт к концу пятилетки, из которых 210 ГВт должно прийтись на ветроэнергетику, отмечает IEA. Эксперты считают, что в обозримом будущем темпы прироста ВИЭ в этой стране будут одними из наиболее высоких в мире. Например, в 2017 году Китай увеличил мощности солнечной энергетики на 53 ГВт, что больше совокупного объема установленных солнечных мощностей в любой другой стране на конец 2017 года. Быстро развивается также геотермальная энергетика. Интерес к ВИЭ в первую очередь объясняется загрязнением воздуха в крупных городах Китая. По данным ВВС со ссылкой на новое исследование в рамках программы GBD (Global Burden of Disease Study), каждый год примерно 1,6 млн жителей КНР умирает из-за болезней, вызванных загрязнением атмосферного воздуха. Так, провинция Хэбэй признана одной из самых загрязненных. По данным Министерства защиты окружающей среды Китая, за первые 6 месяцев 2018 года половина из 10 самых загрязненных городов страны находились именно в данной провинции. Частый смог в Пекине обычно вызван выбросами от металлургических заводов Хэбэя. С 2012 года Sinopec ведет сотрудничество с исландской компанией Arctic Green Energy Corporation для развития своего потенциала в геотермальной энергетике в рамках программы снижения загрязнения атмосферы в крупных городах. На данный момент удалось полностью заменить уголь на геотермальную энергию в 16 городах Китая. В течение 13-й пятилетки (2016-2020) планируется увеличить число таких городов до 20, а площадь помещений, отапливаемых за счет геотермальной энергии, увеличить до 100 млн кв.м. Arctic Green и Sinopec создали совместное предприятие Sinopec Green Energy Geothermal Development Co., Ltd. (SGE), которое на сегодняшний день является крупнейшим поставщиком геотермальной энергии в мире, с долей рынка 35% в Китае. Компания оперирует 507 геотермальными скважинами, генерирующими 3,65 ГВт, и обеспечивает теплом более 2 млн человек. В результате, по данным самой Arctic Green Energy, благодаря геотермальным проектам удалось предотвратить выбросы в размере 5 млн тонн СО2. Также в 2017 году Sinopec реализовала 3 проекта по производству энергии для внешних потребителей с помощью солнечной энергии. Более того, компания вышла на новый уровень в рамках проекта по производству биотоплива для авиатранспорта после того, как заправленный им пассажирский самолет Boeing 787 Хайнаньских авиалиний успешно совершил трансокеанический перелет. А в промышленном центре Чжэньхай, где у Sinopec работает нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс, началось строительство завода по производству авиамоторного биотоплива мощностью 100 тыс. тонн в год. Таким образом, компания планирует стать лидером биотопливной промышленности в Китае.

Ближний Восток: все ради КИН Даже компании, которые не испытывают проблем с запасами нефтяных ресурсов, начинают заниматься направлением ВИЭ. Например, Saudi Aramco намеревается вложить $5 млрд в солнечную энергетику к 2025 году. Руководство Саудовской Аравии планирует увеличить долю ВИЭ в ППЭ до 10% к 2023 году (что соответствует установленной мощности 9,5 ГВ) и инвестировать $7 млрд в солнечные и ветряные активы к концу 2018 года. По словам исполнительного директора компании Амина Бен Хасана Нассера, Saudi Aramco планирует увеличить использование солнечных батарей как в секторе разведки и добычи, так и в секторе переработки, так как солнечные панели с аккумулятором уже сейчас составляют реальную конкуренцию линиям электропередач с традиционных электростанций. Активное развитие ВИЭ и вовлечение Saudi Aramco в «зеленые» проекты связаны отчасти с планируемым IPO компании. Таким образом заинтересованные стороны хотят привлечь иностранный капитал, ориентированный на ВИЭ, и отойти от имиджа нефтяного гиганта, наносящего лишь урон окружающей среде. Еще одна ближневосточная компания Kuwait Oil Company объявила, что будет использовать генерацию солнечной энергии для мероприятий по повышению КИН на разрабатываемых месторождениях. Кувейт, крупный экспортер нефти на мировом рынке, импортирует СПГ для собственных энергетических нужд, поэтому использование солнечной энергии для производства пара и других энергозатратных МУН будет более выгодно. Компания собирается сотрудничать с дочерней компанией Shell Glass Point, представители которой утверждают, что использование солнечной энергии позволит снизить текущие затраты на МУН в 2 раза - с $13 до $6 на 1 БТЕ.

В Омане компания Petroleum Development Oman давно активно сотрудничает с Shell и использует технологию Glass Point Solar для повышения КИН на месторождениях. Согласно планам Омана, к 2025 году 10% ППЭ в стране должно будет приходиться на ВИЭ, установленная мощность ВИЭ должна составлять 2,5-3 ГБ. Oman Oil Company совместно с Glass Point строит крупнейшую в мире солнечную станцию для производства пара в целях повышения КИН на месторождении Amal на юге Омана. Проект с бюджетом $600 млн позволит сократить выбросы СО2более чем на 300 тыс. тонн в год. Солнечные панели установленной мощностью 1021 МВт будут производить 6 тыс. тонн пара в сутки, что позволит, по данным Glass Point, снизить затраты на интенсификацию добычи на 55%. Кроме того, в январе 2018 года Oman Oil Company провела тендер по строительству солнечной электростанции мощностью 100 МВт на юге страны и установила солнечные батареи на двух АЗС. Важным аспектом также является то, что компания рассматривает ВИЭ как источник рабочих мест для граждан Омана. Oman Oil Company планирует создать 50 тыс. новых рабочих мест вне сектора нефти и газа (собственно в ВИЭ) в последующие три года.

Российские ВИЭ-планы Как отметил первый замглавы Минэнерго РФ Алексей Текслер, за 2017 год объем ввода установленных мощностей ВИЭ в России был больше, чем за предыдущие два года. Если в 2015-2016 годах было введено 130 МВт, то в прошлом - уже 140 МВт, из которых 100 МВт - солнечные электростанции, 35 МВт - ветропарк финской Fortum в Ульяновской области. По данным REN21, к 2020 году в России планируется увеличить долю ВИЭ в выработке электроэнергии до 4,5%; к 2024 году - увеличить мощности солнечной энергетики до 1,8 ГВт, ветроэнергетики - до 3,4 ГВт. Согласно прогнозам замминистра Алексея Текслера, к 2030 году доля ВИЭ может составить уже 11% в российском энергобалансе.

Очень точечно… Несмотря на развитие этого направления различными нефтегазовыми компаниями мира и прогресс развития ВИЭ в 2017 году, российские нефтегазовые компании уделяют значительно меньше внимания развитию «зеленой» энергии. Хотя «ЛУКОЙЛ» принято называть пионером в области ВИЭ среди нефтегазовых компаний России, он начал активно инвестировать в эту отрасль… за рубежом. В Болгарии и Румынии солнечная энергетика изначально развивалась российской компанией как вспомогательное направление нефтепереработки. В 2017 году «ЛУКОЙЛ» стал инвестировать в развитие ВИЭ и в России, построив и запустив на территории Волгоградского НПЗ солнечную электростанцию мощностью 10 МВт. Станция была построена за короткий период в 7 месяцев и позволяет ежегодно сокращать выбросы СО2на 10 тыс. тонн и обеспечивать дополнительную выработку 12 млн кВт.ч.

Ветроэнергетику «ЛУКОЙЛ» развивал как самостоятельное направление. Компания сотрудничала с итальянской ERGRenew, но вследствие отмены субсидий и незначительного масштаба проектов сотрудничество было приостановлено. Другая российская ВИНК «Газпром нефть» также развивает ВИЭ на своих зарубежных активах - в рамках дочернего предприятия NIS в Сербии. В частности, компания строит в Пландиште собственный ветропарк из 40 ветротурбин общей мощностью 100 МВт. Дата запуска ветропарка пока неизвестна.

В отношении «Газпрома» появилась информация о том, что ТГК-1, входящая в «Газпром энергохолдинг», планирует построить несколько ветроэлектростанций в Санкт-Петербурге и Ленинградской области общей мощностью 50 МВт. Поиск и оценка участков должна завершиться к 31 октября 2018 года. При этом на официальном сайте «Газпрома» сказано, что компания «поддерживает использование альтернативных источников энергии в экономически и технически обоснованных условиях, в частности в удаленных или технологически изолированных районах». На сайте сообщается, что на сегодняшний день компания эксплуатирует 1959 энергетических установок на базе вторичных энергетических ресурсов и ВИЭ, в том числе с использованием солнечных батарей и ветроустановок (в связи с отсутствием данных о мощности и другой более детальной информации авторы не стали учитывать эти установки в сводной таблице по российским нефтегазовым компаниям). Судя по информации на сайте «Роснефти», в группе компаний реализован всего один проект в сфере ВИЭ в 2015-2016 годах. А именно: ООО «РН-Краснодарнефтегаз» установило ветрогенераторы со встроенными солнечными батареями на объектах месторождения им. С. Т.Короткова в Краснодарском крае.

…и скептически Примечательна точка зрения на ВИЭ и трансформацию энергетики в целом руководителя крупнейшей российской ВИНК. В своей статье «Роснефть-2022»: стратегия будущего», опубликованной в «Известиях» в июне 2017 года, после собрания акционеров, глава компании Игорь Сечин пишет: «Многим аналитикам кажется, что времена нефти как основного источника энергии проходят. Но так ли это? Действительно, идет разработка альтернативных источников энергии, развивается сектор производства электромобилей, растет энергоэффективность… Но что совершенно упускается? Какое это дорогое удовольствие - перейти суглеводородного сырья на возобновляемые источники энергии. И, самое главное, возобновляемые источники энергии пока не могут обеспечить необходимый масштаб для замещения традиционных источников энергии и устойчивое энергоснабжение. Притом что роль угля снижается по экологическим причинам, атомная энергетика ограничивается… Таким образом, основная нагрузка по удовлетворению спроса мировой экономики в конечном итоге ложится на нефть и газ. До 2050 года и далее углеводородная энергетика была и будет востребована».

Стратегии и их отсутствие Анализируя изменения, происходящие (или не происходящие) в деятельности различных нефтегазовых компаний, можно сделать три ключевых вывода. Во-первых, не только частные нефтегазовые компании развивают «зеленые» энергомощности, стремясь не отстать на рынке новых технологий и диверсифицировать свой бизнес. Национальные нефтегазовые компании начинают также активно вовлекаться в развитие ВИЭ по целому комплексу различных причин: для изменения своего имиджа на международном рынке, привлечения иностранных инвестиций, снижения экологической нагрузки в стране деятельности и даже для создания новых рабочих мест. Во-вторых, наиболее успешными проектами нефтегазовых компаний в области ВИЭ оказываются стратегические партнерства с профильными специализированными компаниями и использование уже готовых технологий. Это обосновано экономией вложений на разработку технологий, обменом опытом, а также снижением финансовых и операционных рисков. И в-третьих, ВИЭ-проекты российских нефтегазовых компаний совершенно очевидно не носят системный характер. Ни одна из них не демонстрирует комплексный подход в данном направлении, нет признаков совместных научных исследований со специализированными партнерами, не ведется целенаправленных разработок технологий в области альтернативной энергетики. Вероятность изменений энергетического ландшафта, которая в будущем может угрожать их основному бизнесу, ими попросту игнорируется. В заключение отметим, что с учетом скепсиса российских компаний и их уверенности в безоблачном углеводородном будущем им не мешало бы придерживаться стратегии ближневосточных компаний - хотя бы из соображений формирования международного имиджа. Кроме того, для них есть и возможности, и экономическая целесообразность более активно минимизировать за счет ВИЭ производственные издержки на местах.

Только два раунда из первой серии десяти аукционов по размещению объектов ВИЭ в мае-июне не состоялись. Об этом на втором саммите ВИЭ в Астане сообщила директор профильного департамента Министерства энергетики Айнур Соспанова.

«Участвовали представители Российской Федерации, Болгарии, Китая, Турции, Франции. Для нас это хороший показатель того, что мы движемся в правильном направлении. Из десяти аукционов не состоялись два аукциона. Первый аукцион - это ветровые станции в западной зоне, 50 МВт. Для меня непонятно, почему они не состоялись, потому что на самом деле на западе ветер может быть очень эффективным проектом. Причина, наверное, в том, что не успели подготовиться, и мы думаем, что на осенних аукционах на западе будут претенденты на то, чтобы реализовать такие проекты. Пока что у нас была всего одна заявка. Второй аукцион, который не состоялся, - это проекты 10 МВт солнечных станций в северной и западной зоне. Здесь объяснение понятно, что эффективнее делать проекты солнца на юге, и поэтому мы дали возможность тем, кто желает попробовать и реализовать 10 МВт, но аукцион не состоялся», - отметила Соспанова в своем выступлении на саммите.

Остальные восемь аукционов показали хорошую динамику, по словам главы департамента ВИЭ. Всего в тендерах приняло участие 42 компании из шести стран мира.

«По ветру объем закупаемой установленной мощности составил 100,85 мегаватт. Поступило 19 заявок, количество победителей в общем 10. Для солнечной станции объем закупаемой установленной мощности составил 68 мегаватт. 25 заявок поступило, количество победителей составило четыре компании. Для гидроэлектростанций мы закупили 20,6 мегаватт, восемь заявок поступило, количество победителей четыре. Для биогазовых установок, что тоже радует, что пять мегаватт мы также смогли разыграть. Три заявки поступило, количество победителей - один», - уточнила она.

Стоит отметить, что, несмотря на гарантии предоставления земельных участков под проекты по результатам аукциона, только три компании-победителя запросили землю, а большинство победивших пришло с уже выделенными участками.

Последний аукцион на 50 МВт солнечных мощностей на юге был очень активным, судя по 14 заявкам с большим географическим охватом. Поэтому в энергетическом ведомстве формируют оптимистические ожидания в отношении солнечных электростанций на юге объемом 150 МВт и ветряных объектов на севере мощностью 250 МВт, которые будут выставлены на аукционы осенью.

Тарифный излом

«Если говорить о тарифах, то снижение произошло для нас действительно очень хорошее. Поскольку для ветровых станций от стартовых 22,68 тенге проекты дали разные тарифы, но было снижение до уровня 17,49 тенге - это для 50 мегаваттт в северной зоне. Для солнечных станций мы снизились до 25,8 тенге (за кВт/ч, стартовый тариф 34,61 тенге за кВт/ч. - Ред .) - это 50 мегаватт на юге Казахстана. Для гидроэлектростанций - до 13,13 тенге (за кВт/ч, стартовый тариф - 16,71 кВт/ч. - Ред .), что тоже радует. Для биогазовых установок несущественное, но все же снижение на 32,15 тенге за киловатт-час (стартовый тариф - 32,23 кВт/ч. - Ред .). Я думаю, что это уже сигнал рынку - в каком направлении двигаться, географически как возможно распределение. Мы будем анализировать с точки зрения психологии проведения торгов, готовить нормативно-правовую базу для того, чтобы проводить аукционы осенью. Правила будут меняться, правила будут совершенствоваться, для того чтобы у нас участникам было более понятно участвовать, снижать административные барьеры, и этим мы будем заниматься в течение июля-августа», - рассказала Соспанова.

Аукционы этой весны и осени идут в равных тарифных условиях. В 2019 году после анализа предельные аукционные тарифы будут пересмотрены, уточнила представитель Министерства энергетики в беседе с .

Очевидно, для аукционов следующего года будут браться усредненные показатели тарифов по разным мощностям, которые были достигнуты в весенних и осенних торгах на понижение. Естественным образом возникает предположение, что проекты, показавшие минимальные тарифы в конкурсе и «ломающие рынок», в итоге могут быть не завершены из-за экономической несостоятельности, но повлияют через заявленные ими ценовые планки на предельные тарифы аукционов 2019 года.

По словам представителя компании «Тараз Гринпауэр Дженко» Дарына Тохтарова, их проект по размещению ГЭС не победил в аукционном лоте гидроэнергетики, но это был хороший опыт.

«Я не знаю, в каком состоянии подошли наши соперники, но мы к аукциону уже подошли с земельным участком, техусловиями, с разработанной рабочей документацией, пройденной госэкспертизой. У нас был полный пакет», - сказал он в кулуарах саммита .

Согласно мнению Тохтарова, оценить успешность проведенных аукционов можно будет через год. Именно к этому сроку победившие компании должны будут предоставить уведомление о начале строительных работ объекта ВИЭ. Для этого в случае необходимости победителю нужно будет отвести земельный участок и затем получить техусловия подключения, а в случае с размещением ГЭС определить местоположение створа реки. Если привлекать сильные проектные институты для разработки ТЭО, то за год пройти все эти процедуры будет непросто, считает представитель таразской компании.

«Зеленая» неустойчивость

По словам представителя проекта «Энергия будущего» компании Tetra Tech, финансируемого USAID, Армена Арзуманяна, больше всего потенциальных инвесторов в «зеленую» энергетику в Казахстане волнует вопрос финансовой устойчивости расчетно-финансового центра (РФЦ) при KEGOC, который закупает электроэнергию ВИЭ, в среднесрочной перспективе. Сейчас объемы небольшие, но есть недоверие к гарантированным закупкам в будущем. Здесь должно быть найдено какое-то решение, считает Арзуманян. К слову, год назад Международное агентство по возобновляемым источникам энергии IRENA Казахстану докапитализировать РФЦ.

Кроме того, в проекте USAID считают, что желательно подготовить программу аукционов на три-пять лет вперед, чтобы качественные международные игроки могли к ним подготовиться. Особенно это касается ветряной энергетики, где нужно делать детальные замеры в длительные сроки, в то время как солнечные объемы можно считывать со спутника. Волнует инвесторов и вопрос земельных участков, которые якобы не гарантируются при участии в аукционах. Есть вопросы по подключению к электросетям, что не определено четкими процедурами и сроками.

Одним из решений может стать создание отдельного агентства по ВИЭ, которое будет катализировать развитие «зеленой» энергетики к среднесрочной перспективе. В целом в профильном проекте USAID озабочены отсутствием стратегии развития электроэнергетики Казахстана на долгосрочный период в 20-30 лет и тем, что решения принимаются на проектной основе, а не системно. Более того, неясно, насколько казахстанская энергосистема готова к интеграции запланированных объемов ВИЭ, заявил Арзуманян, выступая на панельной сессии саммита.

В своем докладе ведущий банкир департамента энергетики и природных ресурсов по России, Кавказу и Центральной Азии ЕБРР Марат Елибаев также подтвердил, что вопрос долгосрочной кредитоспособности РФЦ пока еще стоит на повестке. Кроме того, есть риски сокращения передаваемой электроэнергии ВИЭ в сети (curtailment risk) из-за ограниченности мощностей, отметил он.

Директор департамента «Банки и финансы» юридической фирмы GRATA International Шаймерден Чиканаев согласен, что у инвесторов есть степень сомнения в том, что РФЦ будет в среднесрочной перспективе способен устойчиво обеспечивать выплаты за электричество ВИЭ. Поэтому он предлагает сделать единым покупателем сам KEGOC, который будет оперировать на рынке мощности традиционной электроэнергетики с 2019 года. Тогда проекты «зеленой» энергетики сразу станут bankable (гарантированно приносящий доход. - Ред .), уверен юрист.

Комментируя вопрос возможной будущей ограниченности ликвидности РФЦ, Айнур Соспанова сказала , что пока в правительстве на этот счет рассматривают разные варианты.

«Мы смотрели разные варианты. Они пока что упираются в тупик. Но РФЦ работает, на мой взгляд, в течение последних пяти лет, как создались, устойчиво. Для того, чтобы поверить в эту схему покупки-продажи, поверить в РФЦ, они должны наработать опыт. Еще через пять лет уже никто не будет задавать вопросы по поводу ликвидности РФЦ, поскольку они будут достаточно устойчивы. Уже наработают опыт, тот резервный фонд, который у них есть, и уже схема будет рабочая. Но, на мой взгляд, та схема, которая прописана в законе, - это работающая схема. Инвестору, конечно, надо закрыться со всех сторон, но, на мой взгляд, в секторе возобновляемой энергетики у нас вообще беспрецедентная схема поддержки, и какие-то риски все равно инвестор может на себя взять. Но здесь вопрос больше не рисков, а вопрос больше доверия к РФЦ или недоверия. Если доверяете - приходите, реализовывайте проекты. Пока что таких работающих схем, которые бы там были, а мы их не хотим использовать - такого нет, их просто нет, этой схемы рабочей, мы просмотрели все возможности», - отметила она.

«Я думаю, что будет развиваться сектор и при текущей схеме. Инвесторы, которые уже работают в этом секторе, они подтверждают, что действительно день в день оплаты идут, никаких вопросов нет. Другой разговор, что уполномоченный орган гарантирует, что расчетно-финансовый центр всегда будет работать на рынке. Если РФЦ обанкротится, то мы создаем другой РФЦ, который берет на себя, является правопреемником, и дальше рынок работает. Эта схема в законе прописана, так что я не вижу в этом абсолютно проблем никаких», - заявила директор департамента ВИЭ.

Напомним, по данным KEGOC, в 2017 году через расчетно-финансовый центр (РФЦ) нацкомпании примерно 15 млрд тенге, которые получили объекты ВИЭ за произведенную ими за этот период электроэнергию.

Воздержание крупных инвесторов

По мнению Дарына Тохтарова, западных инвесторов, с которыми работает компания «Тараз Гринпауэр Дженко», настораживают частые изменения в сфере регулирования ВИЭ.

«Наш проект мы начинали с индивидуального тарифа, утвердили его по ТЭО. Потом нам сказали: «Мы меняем законодательство, теперь работайте по фиксированному тарифу». Теперь фиксированные тарифы отметают, теперь аукционы. В компаниях, которые работают с иностранным капиталом, решения не так быстро принимаются - определенный механизм нужно пройти, нужно провести анализ, предоставить отчеты. В этом есть определенная сложность. Но все равно рынок перспективный, мы здесь, мы работаем, нам нравится это направление. Поэтому мы с департаментом по ВИЭ активно сотрудничаем, мы внесем свои предложения в связи с изменением и корректировкой правил (проведения аукционов. - Ред .)», - сказал он в разговоре с .