ВИЭ: в тренде и в противофазе. Все больше нефтегазовых компаний во всем мире обращаются к возобновляемой энергетике

Риски технологического отставания от развитых стран, экологические вопросы и громадный потенциал по применению технологий ВИЭ стимулируют российское правительство к первым шагам по созданию отрасли возобновляемой энергетики в России, в то время как весь остальной мир уже находится на траектории устойчивого роста новой отрасли.

Первая попытка создания нормативно-правовых основ для развития ВИЭ в РФ была предпринята в 1999 году, но тогда соответствующий закон был отклонен по причине политического и экономического кризиса. Только через 8 лет, в 2007 году, были приняты поправки в Федеральный закон «Об электроэнергетике», где в качестве одной из мер поддержки возобновляемой энергии предлагалось выплачивать ценовые надбавки к равновесной цене электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Но этот механизм так и не заработал на практике в силу юридических и технических сложностей реализации и возможного влияния на цены для потребителей. Впоследствии он был заменен на механизм договоров о предоставлении мощности генерирующих объектов возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), с помощью которых объекты ВИЭ ежемесячно получают фиксированную плату за установленную мощность, что существенно отличается от схем поддержки используемых в большинстве стран мира.

Создание этого механизма стало возможным в силу особенностей российского рынка, где наряду с выработанной электроэнергией оплачивается и установленная мощность электростанций. Кроме того, российское правительство, используя эту особенность, контролирует объем мощности ВИЭ, а также устанавливает среднесрочный ценовой показатель по предельным капитальным затратам и минимально допустимый уровень коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) энергоустановок, что позволяет минимизировать влияние на цену электроэнергии для потребителей. Фактически для создания системы поддержки понадобилось долгих 14 лет, за которые в мире было построено более 60% функционирующих сегодня объектов ВИЭ. Пока мы готовили документы, в мире сформировалось целая отрасль возобновляемой энергетики.

В 2013 году был принят механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии на ОРЭМ, а цель по доле ВИЭ в электроэнергетике была установлена на уровне 2,5% к 2024 году. Хотя на фоне достижений и общемировой динамики развития ВИЭ планы России смотрятся более чем скромно, все же старт внедрению возобновляемой энергетики в нашей стране был дан, но с очень серьезным опозданием и существенным отличием от целевых показателей зарубежных стран по доле ВИЭ в энергобалансе в средне- и долгосрочной перспективе.

Принятые инициативы стали первым этапом внедрения и развития возобновляемой энергетики в нашей стране. Но эти меры государственной поддержки сложнее мировых аналогов и уже недостаточны для широкомасштабного внедрения ВИЭ: локализационные требования высокие, а мощности, выставляемые на конкурсы, в разы ниже, чем в других странах.

Сама по себе идея локализации не является уникальной – это стандартное требование многих национальных программ поддержки ВИЭ, однако, в Бразилии и Турции, например, предлагается внедрять локализацию для освоения больших рынков. Если общий объем проектов возобновляемой энергетики в России предлагается довести до уровня в 5,5 ГВт, то в Бразилии и Турции только в ветроэнергетических проектах инвесторы могут построить не менее 15 ГВт и 20 ГВт соответственно.

Разумеется, для крупных вендоров на больших объемах стоимость локализации менее ощутима и целесообразна в силу эффекта масштаба производства. Создание локализационных производств требует больших стартовых инвестиций, которые придется распределить на относительно малый объем продукции, что напрямую влияет на рост себестоимости российских ветротурбин. Даже здесь с крупными игроками рынка с объемом ввода объектов возобновляемой энергетики до 10 ГВт/год мы по-разному смотрим на развитие рынка.

Достаточно жесткое требование в России к обеспечению уровня локализации производимого оборудования ВИЭ, по мнению участников рынка, является серьезным барьером. Например, для ветрогенерации данный показатель увеличивается ступенчато с 25% в 2016 году до уже 65% в 2019 году (рисунок 2). Фактически, для рынка ВИЭ России, который по объемам микроскопически мал по сравнению с другими странами, глобальные вендоры, которые владеют технологиями, а также российские технологические партнеры должны развернуть полноценную отрасль производства компонентов генерирующих установок возобновляемой энергетики в кратчайшие сроки.

Учитывая сложности с достижением целевой степени локализации оборудования, инвесторы также принимают на себя и значительные риски в случае невыполнения такого условия: к ним применяются значительные штрафные коэффициенты к расчетной величине платы за мощность (для ВЭС – 0,45, для СЭС – 0,35). Это существенно ухудшает экономику проектов и практически ведет к потере средств инвесторов. Тем не менее, при всех сложностях реализации программы, шаг в направлении развития возобновляемой энергетики в нашей стране сделан, что гораздо лучше, чем просто стоять на месте.

Специфика российской действительности заставляет внутренних и внешних инвесторов брать на себя необоснованно высокие риски развития ВИЭ в нашей стране. Это может послужить стимулом для финансирования проектов в других странах со стабильной стратегией поддержки, использующей отработанные во всем мире механизмы. Чтобы не упустить открывающиеся перед Россией возможности сформировать совершенно новую индустрию возобновляемой энергетики с ясными перспективами и огромным потенциалом, необходимо постоянно держать руку на пульсе рынка.

Со стороны органов власти необходимо совершенствовать систему поддержки, учитывая опыт других стран и мнения основных игроков, создавать бизнес механизмы поддержки ВИЭ и формировать устойчивую саморегулируемую динамично развивающуюся систему, где сам рынок будет задавать темп внедрения возобновляемой энергетики в России без особой необходимости преодолевать регулятивные и процедурные барьеры.

Огромное влияние на экономику проектов ВИЭ в России оказывает тот факт, что существующие нормы технического регулирования делают невозможным прогнозирование сроков согласования проектной документации, реализации проектных решений, что ведет к существенному, неоправданному удорожанию проектов строительства новых видов генерации, в частности ветроэнергетических станций.

Одной из ключевых проблем является то, что в соответствии с действующими нормами к ветротурбинам, которые представляют собой весьма высокую конструкцию (башня турбины – не менее 80-90 м, а также лопасть длиной 50-60 м), предъявляются требования как к высотным зданиям и сооружениям (как например, небоскребы Москва-сити или дымовые трубы). В результате такого подхода типовой проект ветропарка (как это фактически происходит за рубежом) превращается в объект, требующий отдельного детального рассмотрения, с предъявлением нерелевантных требований по обеспечению устойчивости конструктивных элементов, заимствованных из высотного строительства. Это приводит к тому, что фундаменты российских ветропарков обойдутся инвестору в 1,5-2 раза дороже, чем в Европе, вследствие необходимости перепроектирования и перерасхода материалов, а на прохождение согласований может потребоваться 2-3 дополнительных месяца.

Характерная для российской энергетики деталь – 100% резервирование на случай ремонтов основной линии дает почти двукратное завышение стоимости решений по выдаче мощности по сравнению с европейскими проектами. Но ВИЭ в силу своей специфики в принципе не могут гарантировать постоянное производство электроэнергии – ветер то есть, то нет. В случае ремонтных ситуаций проще было бы временно приостановить станцию, чем сооружать еще одну дорогостоящую линию электропередач.

Так как ВЭС по действующим нормам – это промышленное предприятие, то согласно строительным нормам проектирования автодорог на территории предприятия должны быть проложены дороги, соответствующие по качеству дорогам общего пользования – широкие, асфальтированные, с насыпью и водоотводными канавами, и трубами дренажа, знаками и дорожной разметкой. И это для тех дорог, которые фактически будут загружены только в момент строительства ВЭС. В период эксплуатации по ним будет ездить разве что пара легковых автомобилей с персоналом ветростанций. Поэтому в практике строительства зарубежных ВЭС используются гравийные и даже грунтовые дороги, если они обладают необходимой несущей способностью. Что в разы дешевле асфальта, и совершенно не влияет на безопасность эксплуатации ветропарков.

Перспектива масштабного строительства проектов ВИЭ в РФ требует от российских профильных ведомств пересмотреть действующие нормативно-правовые акты, относящиеся к сфере строительства и эксплуатации объектов, чтобы привести их в соответствие с принятыми международными практиками и стандартами, с целью исключения избыточных требований и неоправданного завышения стоимости строительства объектов ВИЭ.

На столь небольшом по мировым меркам рынке Российской Федерации возобновляемая энергетика в среднесрочной перспективе не успеет достигнуть уровней стоимостной конкурентоспособности с традиционными видами генерации, паритета по LCOE (паритет нормированной стоимости электроэнергии).

По оценкам экспертов, это произойдет в период 2025-2030 годы, то есть соответствующие рыночные стимулы для внедрения возобновляемой энергетики в РФ сформируются только после окончания программы ДПМ ВИЭ – после 2024 года. Продление мер поддержки – жизненно важное решение для данной отрасли.

Для возобновляемой энергетики нужен долгосрочный сигнал, что данное направление в нашей стране будет и дальше развиваться за горизонтом 2024 года. Но простой расчет показывает, что уже на начальном этапе – на уровне программных документов, регулирующих энергетическую политику России, очевидно расхождение в целях и задачах развития ВИЭ.

Согласно Энергостратегии к 2035 году в Российской Федерации должно появиться 8,5 ГВт генерирующих объектов ВИЭ, из которых 5,5 ГВт уже будет введено к 2024 году. Таким образом, темпы ввода новых объектов (3 ГВт за период 2024-2035 годах) после окончания программы будут снижаться. Это означает, что созданные по программе ДПМ мощности с потенциалом выпуска до 800 МВт/год объектов ВИЭ (500 МВт/год ветряных, 300 МВт/год солнечных электростанций) и способные обеспечить не менее 10 ГВт прироста ВИЭ в России, в период 2024-2035 годы будут не загружены полностью или будут простаивать.

Это совершенно недопустимо для рынка возобновляемой энергетики, который будет развиваться в мире опережающими темпами ближайшие десятилетия. Нужно не только сохранить, но и увеличить в РФ динамику внедрения ВИЭ за горизонтом 2024 года. Мы не можем стоять в стороне от происходящего процесса трансформации мировой энергетики, драйвером которого являются возобновляемые источники энергии. Не обращать внимания на очередной тренд развития мировой энергетики, как это произошло со сланцевой революцией, переформатировавшей глобальные энергетические рынки, мы себе позволить не можем. Когда развитые страны уже прошли первый этап и вышли на иную траекторию развития, мы еще находимся в стадии принятия решения: быть ли широкомасштабному внедрению ВИЭ в России или нет.

Но даже на начальном этапе развития возобновляемой энергетики Российская Федерация обладает необходимым научно-техническим и промышленным потенциалом почти по всем технологиям ВИЭ. Нам есть, что предложить миру: новые конструкции, современные материалы, силовая электроника, системы управления, программное обеспечение, технологии строительства и так далее, мы можем быть конкурентоспособны в этих направлениях. Россия может и должна быть интегрирована в глобальную цепочку добавленной стоимости в отрасли ВИЭ, быть ее частью.

Опыт таких стран, как Испания, Индия, Китай и другие, показывает, что трансфер передовых технологий возобновляемой энергетики послужит катализатором дальнейшего интенсивного развития отрасли ВИЭ, обладающей большим мультипликативным эффектом: создания новых высокотехнологичных рабочих мест, снижения выбросов загрязняющих веществ, экономии на потреблении энергоресурсов, стимулирования спроса на отечественную продукцию машиностроения и услуги по строительству генерирующих объектов.

Развивая ВИЭ, мы создаем в России параллельно две новые высокотехнологичные отрасли: производство оборудования и машиностроение для возобновляемой энергетики, а также строительство и эксплуатация подобных объектов. Единственным правильным решением в этом случае будет отбросить все сомнения и создавать масштабную и перспективную отрасль возобновляемой энергетики, нарабатывать и развивать компетенции в этой области, встраиваться в глобальные производственные цепочки и быть одним из основных игроков на мировом рынке ВИЭ.

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.

Зачастую можно услышать мнение, что возобновляемые источники энергии это «дорогие» игрушки богатых стран. В действительности, мировая практика по поддержки ВИЭ, заключающаяся в увеличенном тарифе на продажу электроэнергии, способствует росту государственных субсидий на покупку «зеленой» энергии, что в конечном счете влечет рост тарифов на электроэнергию, например, в Германии отчисления на ВИЭ в тарифе на электроэнергию для населения за 9 лет выросли с 0,69 до 5,27 евроцентов/кВт*ч (Источник: BDEW). В итоге в Европейском союзе были пересмотрены государственные субсидии на возобновляемую энергетику и принят ряд законодательных актов, уменьшающих привилегии производителей «чистой» энергии.

Однако, исследования международного энергетического агентства (МЭА) и других крупных консалтинговых компаний показывают, что в ряде развитых стран, несмотря на провозглашенную политику отказа от субсидирования ископаемого топлива, сохраняются меры государственной поддержки энергетики на основе ископаемого топлива, порой чувствительно влияющие на национальную экономику и внутреннюю политику.

Чтобы разобраться с размерами субсидий необходимо для начала определить, что они включают и как их оценивают.

В международной практике есть несколько определений понятию субсидий, но единственное что все эти понятия объединяют, это то, что субсидии подразделяются на две группы:

Субсидии производителям.
Субсидии потребителям .

Для более точного описания понятия субсидий в сфере энергетики лучше воспользоваться определением МЭА: «Любое действие правительства, направленное преимущественно на энергетический сектор, которое снижает издержки производства энергии, повышает цену, получаемую производителями энергии, или снижает цену, уплачиваемую потребителями», например:

Самым популярным видом энергетических субсидий является прямой перевод денежных средств. Для производителя субсидии могут выражаться в покрытии убытков, так и компенсации затрат на какие-либо ресурсы (к примеру, субсидирование фонда заработной платы или процентной ставки по кредиту), вплоть до компенсации затрат на разработку и внедрение инновационных технологий.

Субсидии для потребителя заключаются в снижении цена на закупаемый энергоноситель, а разница компенсируется продавцу за счет бюджета государств.

РАЗМЕРЫ СУБСИДИЙ

Международное энергетическое агентство совместно с Организацией экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) проводит международное исследование в области энергетических субсидий на ископаемое топливо и возобновляемые источники энергии и вот к каким результатам они пришли:

Мировые субсидии за 2013 год

Источник: International Energy Agency

Субсидии на ВИЭ, в отличие от субсидий на ископаемое топливо, демонстрировали поступательный рост на протяжении всего периода, причиной этого является энергетическая стратегия большинства государств носящая «зеленый» характер. Но не смотря на бурный рост возобновляемых источников, субсидии на ископаемое топливо в 4,5 раза выше. А ряд принятых законодательных актов в Европе должны замедлить и уменьшить затраты государства на возобновляемые источники энергии.

В пятёрке лидеров в области субсидий на ископаемое топливо являются Иран, Саудовская Аравия, Индия, Россия и Египет (по данным на 2013 год)

Субсидии на ископаемое топливо

Источник: International Energy Agency

На данной карте изображены размеры субсидий на ископаемое топливо, млрд. долл (на черном прямоугольнике)

На диаграммах изображены размеры субсидий в процентном соотношении на нефть, газ и электричество

Некоторые страны пытаются уменьшить размеры субсидий, например, Египет, который в июле 2014 г. сократил размер энергетических субсидий на 6,2 млрд долл. В результате, чего увеличился платежный баланс страны. По такому пути пошли Индия и Индонезия.

СРАВНЕНИЕ СУБСИДИЙ В РАЗЛИЧНЫХ СТРАНАХ

В энергетическом мире помимо уровня развития стран принято решение делить страны на импортер или экспортер топливных энергетических ресурсов, т.е, если у страны доля собственных первичных энергоресурсов свыше 100 %, то страна относится к экспортерам энергоресурсов, и наоборот.

Классификация стран «Группы двадцати»

Источник: International Energy Agency

В качестве примера рассмотрим по одной стране из каждой группы (развитая-экспортер - Канада, развитая-импортер - Европейский союз, развивающаяся-экспортер - Россия, развивающаяся-импортер - Китай)

КАНАДА

Источник: сайт censor.net.ua

ИСКОПАЕМОЕ ТОПЛИВО

Субсидирование производителей ископаемого топлива в Канаде осуществляется на федеральном уровне, а также в ряде провинций, которые обладают наибольшими запасами энергетических ресурсов. На федеральном уровне действует налоговая скидка с доходов от разработки истощаемых природных ресурсов (Earned Depletion Allowance), подразумевающая снижение налоговой базы для компаний, добывающих энергоресурсы. Субсидия на разведку позволяет добывающим компаниям в полном объеме вычесть соответствующие расходы из налогооблагаемой базы. Необычной формой субсидирования производителей является введенное еще в 1950-е годы разрешение на выпуск так называемых «проточных» акций. Компании, несущие расходы на разведку и разработку новых месторождений, могут выпускать и продавать инвесторам такие акции. Они не учитываются в налогооблагаемой базе, что увеличивает интерес инвесторов.

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ ВИЭ

Производители, использующие для производства энергии из ВИЭ получают субсидию в размере 50% от его балансовой стоимости, если оно отвечает стандартам энергоэффективности, и 30% балансовой стоимости, если не отвечает. Для поддержки новых проектов в области возобновляемой энергетики предусмотрена программа возмещения расходов. Материальные и нематериальные затраты (в том числе на исследования) вычитаются из налогооблагаемой базы, и этот вычет может быть передан инвестору посредством выпуска «проточных» акций. Программа научных исследований и экспериментальных разработок подразумевает налоговый вычет в размере 35 % федеральных налогов для компаний. Отдельные меры по поддержке производителей возобновляемой энергии реализуются на уровне провинций.

ПОТРЕБИТЕЛЯМ ВИЭ

Основной мерой поддержки потребителей ВИЭ являются зеленые тарифы на энергию из возобновляемых источников, которые действуют или готовятся к внедрению в отдельных провинциях Канады.

Если сравнить субсидии на возобновляемые источники энергии и традиционное топливо в Канаде то цифры будут примерно одинаковые на уровне 2,8 млрд. долл/год.

ЕВРОПЕЙСКИЙ СОЮЗ

Источник: сайт novosti-es.ru

ИСКОПАЕМОЕ ТОПЛИВО

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ

Несмотря на обозначенные инициативы ЕС, прогресс в области отказа от неэффективного субсидирования замедлился и предоставление субсидий сохраняется в большинстве европейских стран. В Европе наиболее распространенным ископаемым топливом является уголь, и в качестве основного получателя производственных субсидий здесь выступает угольный сектор. На него приходится до 80 % общей поддержки производителей ископаемого топлива в ЕС, которая в 2011 году составила 4 978 млн долл. Максимальный вклад в европейскую поддержку производителей угля вносит Германия.

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Потребители ископаемого топлива в ЕС получают более масштабную поддержку: она может быть оценена в 30 459 млн долл. в 2011 году. Как и в случае с субсидиями производителям, субсидии потребителям ископаемого топлива в ЕС принимают форму налоговых льгот. Они характерны практически для всех стран ЕС.

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

Основными мерами государственной поддержки ВИЭ в электроэнергетике являются зеленые тарифы, премиальные надбавки к цене на зеленую электроэнергию и обязательные квоты для ВИЭ. Зеленый тариф представляет собой гарантированную цену, которую получает производитель за электроэнергию из ВИЭ, поставляемую в сеть. Квоты на электроэнергию из ВИЭ устанавливает государство, требуя от потребителей или производителей использовать определенную долю электроэнергии ВИЭ. Налоговые исключения (послабления) и кредиты по льготным процентным ставкам, выступают в роли дополнительных мер в программах поддержки ВИЭ.

Если сравнить субсидии на возобновляемые источники энергии и традиционное топливо в ЕС, то возобновляемая энергетика дотируется в большем объеме, по состоянию на 2011 г. субсидии на ВИЭ составили 0,3% ВВП, а ископаемое топливо 0,2% ВВП ЕС. Наибольший вклад вносят такие страны как Германия, Испания и Италия.

Субсидии ВИЭ в ЕС по секторам поддержки в 2009 году, млрд долл.

Источник — Ecofys, 2011

где - ВИЭ-Э - возобновляемые источники энергии в области электроэнергетики

ВИЭ-ТХ - возобновляемые источники энергии в области теплохолодоснабжения

ВИЭ-Т - возобновляемые источники энергии в области транспорта

РОССИЯ

Источник: сайт: oboi.ws

ИСКОПАЕМОЕ ТОПЛИВО

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ

Могут быть выделены следующие основные методы предоставления субсидий: -- прямое финансирование отдельных отраслей ТЭК посредством бюджетных выплат в научно-исследовательские работы в области ТЭК и производителям (сбытовым) предприятиям газовой отрасли с целью покрытия расходов на строительство новой инфраструктуры; А также снижение налогов на имущество, прибыль и снижение вывозных таможенных пошлин.

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Субсидирование преследует следующие цели:

сохранение приемлемого уровня цен на газ и электроэнергию для потребителей коммунально-бытового сектора
стимулирование роста промышленного производства за счет субсидирования цен на газ.

Характеристика основных субсидий потребителям ископаемых видов топлива в России

Источник — Министерство энергетики Российской Федерации; IEA, 2010

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ

На данном этапе существуют следующие механизмы субсидирования производства электроэнергии из ВИЭ:

надбавки к цене на электроэнергию
заключение договоров о предоставлении мощности ВИЭ
прямые субсидии из государственного бюджета, на компенсацию стоимости технического присоединения объектов генерации с установленной мощностью не более 25 МВт на основе ВИЭ;

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

На сегодняшний момент отсутствуют какие-либо субсидии потребителям энергии из ВИЭ, скорее потребители являются источниками субсидий, нежели их получают.

Если в предыдущих странах на государственном уровне ВИЭ и ископаемое топливо поддерживались на одном уровне, то в России наблюдается полная противоположность, субсидии на ископаемое топливо оцениваются в размере 47 млрд. долл. в год, а ВИЭ не достигает миллиарда.

КИТАЙ

Источник: сайт: polit.ru

ИСКОПАЕМОЕ ТОПЛИВО

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ

Субсидирование производителей ископаемого топлива осуществляется как прямыми, так и косвенными механизмами. Они включают частичную компенсацию стоимости импорта, льготное кредитование и налогообложение, научно-техническую поддержку. Например, государственную поддержку получают нефтегазовые компании, осуществляющие покупку энергетических активов за рубежом, также производители ископаемого топлива пользуются налоговыми льготами. От НДС освобождена переработка угольных отходов и шлама, горючих сланцев и др. Налог на прибыль сокращен c 25% до 15% для всех предприятий, использующих высокоэффективные технологии

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Основным инструментом поддержки потребителей ископаемого топлива является ценовое регулирование. Регулирование цен касается как угля, газа так и топлива для транспорта.

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

ПРОИЗВОДИТЕЛЯМ

Прямые и косвенные механизмы государственной поддержки производителей ВИЭ в Китае весьма разнообразны. Они включают прямое государственное финансирование центрального и местных правительств, демонстрационные проекты, применение зеленых тарифов, льготное кредитование и налогообложение, научно-техническую поддержку.

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Субсидирование потребления ВИЭ осуществляется через их основных потребителей — электросетевые компании, а также путем фиксирования цен.

Не смотря на то, что Китай является лидером по установленной мощности ВИЭ в мире, государственные субсидии на ископаемое топливо превышают на «зеленую» энергию в 15 раз: 21 млрд против 1,4 млрд долл.

Как показывают данные, вне зависимости от такого на каком экономическом и энергетическом уровне развития находится страна, в ней существуют субсидии на ископаемое топливо (исключение составляет Колумбия, но она не входит в G 20). Относительно субсидий на ВИЭ можно сказать, что в большинстве стран они намного меньше субсидий на ископаемое, исключение составляет ЕС, где «зеленая» экономика становится на первое место.

ПОСЛЕДСТВИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СУБСИДИЙ

Конечно с экономической точки зрения, субсидии искусственно снижают цены на энергию, способствуя тем самым уменьшению затрат на покупку энергии. Но довольно к интересным результатам пришло исследование МВФ, в котором говорится, что большую часть субсидий получают обеспеченные слои населения, это касается практически всех форм энергии. Это объясняется довольно просто, чем больше вы потребляете, тем больше экономический эффект от субсидий, а в большинстве стран довольно хорошо отслеживается зависимость потребления энергоресурсов от уровня доходов. Несмотря на неравенство распределения энергетических субсидий, большинство исследований привело к выводу о том, что малообеспеченные группы населения пострадают от отмены субсидий и нуждаются в компенсации или замене на более тщательно разработанные целевые субсидии.

Субсидирование ископаемых энергетических ресурсов признается чистой потерей общественного благосостояния, например исследования МЭА в 37 странах за 2000-2012 г, показало, что субсидии уменьшают суммарное общественное благосостояние вне зависимости от источников их финансирования как в странах-импортерах, так и в странах- экспортерах нефти. Потери незначительны, если субсидии не превышают 1 % ВВП и быстро растут при превышении этого порога.

Но наибольшее влияние субсидии оказывают на экологию (за счет стимулирования потребления ископаемого топлива, увеличиваются выбросы парниковых газов в атмосферу). В качестве примера, приведены несколько исследований.

Оценки доли сокращения выбросов СО2 в случае отмены субсидий на ископаемые энергоресурсы

Источник — Аналитический центр при правительстве российской Федерации

Особое внимание стоит уделить и оценке субсидий на ВИЭ в области экологии. Недавнее исследование Национальной академии наук США продемонстрировало практически полное отсутствие эффекта на выбросы — изменение выбросов, связанное с действием субсидий, по результатам моделирования составит от -0,3 % до +0,2 % за 2010-2035 годы.

Субсидирование ВИЭ вызывает сомнения по экологическим аспектам из за счет того, что необходимо использование резерва для мощностей солнечной или ветряной, за счет сжигания ископаемого топлива.

Что касается воздействия на уровень социального благосостояния в случае субсидирования ВИЭ, то выводы аналитических исследований достаточно разнообразны, например:

рост надбавок к плате потребителей за электроэнергию сдерживает увеличение доступности электроэнергии
субсидирование ВИЭ повышает общественное благосостояние, если интернализует экологические эффекты, однако не является самым эффективным средством для достижения этой цели
постоянные субсидии ВИЭ — дорогой и весьма рискованный инструмент, поскольку отклонения от оптимальных уровней субсидий (на 2 %) вверх снижают общественное благосостояние (-3 %), вниз — увеличивают выбросы парниковых газов (+18 %); привлекательной альтернативной политике ценообразования на углерод может стать «зеленый тариф» на энергию из ВИЭ и углеродные фонды, поскольку при небольшой стоимости (0,8 и 0,6 % соответственно) они ограничивают побочные эффекты роста цен на 60 %

Разнородность воздействия субсидий, стимулирующих развитие ВИЭ в том числе через воздействие на продолжительность жизни, покупательную способность и социальное благополучие населения, определяет необходимость взвешенной оценки преимуществ и недостатков данного инструмента.

Что же касается Беларуси, то данных по энергетическим субсидиям найти в свободном доступе не удалось, но если провести анализ установок производящих электроэнергию от возобновляемых источников энергии то получаются следующие результаты - суммарные субсидии на ВИЭ в Беларуси составляют 42,3 млн. долл.

Источник — расчеты ОДО «ЭНЭКА»

В расчетах использовались данные по количеству установок, получивших сертификаты о подтверждении происхождения энергии из возобновляемых источников энергии по состоянию на 31 августа 2015 года. При расчете использовались коэффициенты до принятия Постановления Министерства экономики Республики Беларусь № 45 от 7 августа 2015 г, а также курс доллара 18259 руб. В соответствии с методикой МЭА, в результатах не учитывалась стоимость сокращения затрат на покупку газа и затраты на поддержание резерва мощности в энергосистеме. Важным аспектом является, что в расчетах вся произведенная электроэнергия продается населению по тарифу 990 руб/кВт*ч.

Отдельно хочется выделить такой вид энергии как атомная энергетика. Большинство работ не включают исследования в данной области, либо относят субсидии в атомную энергетику в сферу возобновляемых (что немного странно), но вот результаты некоторых исследований:

по результатам отчета IEA, OPEC, OECD, WORLD BANK 2010 года средние субсидии на атомную энергетику составляют порядка 1,7 долл/кВт*ч
по отчету UCS субсидии на атомную энергетику составляют 1,7 - 5,4 долл/кВт*ч
European Commission, опубликовавший отчет «Субсидии и стоимость энергии в ЕС» также продемонстрировал, что не смотря на сворачивание атомной энергетики, ее доля в энергетических субсидиях по-прежнему велика

Источник — European Commission

ВЫВОДЫ

На сегодняшний день практически все виды энергии субсидируются во всем мире, поэтому говорить, что только возобновляемые источники энергии конкурентоспособны лишь благодаря государственный субсидиям как-то не совсем корректно. Поэтому при принятии решений в каком направлении развивать энергетический сектор страны необходимо провести глубокий анализ, чтобы в конечном итоге в выигрыше были все. Вероятнее всего отказаться полностью от энергетических субсидий практически невозможно, поэтому в случае наличия положительных суммарных эффектов от энергетических субсидий - субсидии могут считаться экономически эффективным вне контекста.

Источником данных по энергетическим субсидиям в предоставленных странах является Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации

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*

Источник энергии	Производство электроэнергии, ТВт-ч	Темп роста, %
Источник энергии


Крупные ГЭС
Нетрадиционные ВИЭ:
энергия ветра
малые ГЭС
биомасса
геотермальная энергия
солнечная световая энергия
солнечная тепловая энергия
энергия океана

* 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

Мировая экономика: прогноз до 2020 г. /Под ред. акад. А.А. Дынкина. М.: Магистр, 2007.
www.esco-ecosys.narod. ru/2009_2/artool.
Renewable Energy Technology Deployment - RETD, IEA, 2006.
Renewables 2007 Global Status Report. www.ren21.net.
Energy Information Administration, USA. International Energy Annual 2008 (June-October 2008), Table F1-F9.
Renewables 2009 Global Status Report. www.ren21.net.
World Energy Outlook 2008, IEA. www.iea.org.
Deploying Renewables: Principles for Effective Policies-2008. IEA.
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.
Безруких П.П., Арбузов Ю.Д. и др. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. СПб: Наука, 2002.
World Energy Outlook 2007, IEA. www. iea. org.
Интервью с П.П. Безруких. Ведомости, 11 марта 2003 г.
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.
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009года№1715-p. www.government.ru, www.energystrategy.ru.
www.minenergo.gov.ru/news/min_ news/1515.html.

КАТЕГОРИИ