Деловой мир

Архив рубрики «энергетика»

Одной из основных задач правительства Индии является реорганизация структуры индийской промышленности путем резкого повышения темпов развития топливно-энергетического сектора (в первую очередь нефтедобывающей промышленности). В процессе формирования промышленной политики Индии можно выделить два основных этапа: первоначальное становление, охватившее период с 1948 г. по 1975 г., и ее постепенная либерализация, начавшаяся в середине 1970-х годов и продолжающаяся до сих пор.

В декабре 1955 г. по просьбе правительства Индии в страну была командирована группа советских специалистов-нефтяников, которая в течение пяти месяцев изучала геолого-геофизические материалы в Геологической службе Индии. За это время были проанализированы многие осадочные бассейны страны и разработан пятилетний план геологоразведочных работ на нефть и газ на 1956-1960 гг. До начала сотрудничества с СССР Индия потребляла 5,5 млн. т нефти, которая ввозилась из других стран. К 1966 г. было открыто 13 нефтяных и газовых месторождений, а добыча нефти составила 4 млн. т в год, к 1982 г. – 60 месторождений, 24 из которых были освоены.

Зимой 1974 г. Индия пережила глубочайший энергетический кризис и оказалась в числе наиболее сильно пострадавших развивающихся стран, в том числе от последовавшего за кризисом многократного роста цен. Подорожание нефти привело к резкому увеличению цен на нефтепродукты на внутреннем рынке и, следовательно, к повышению тарифов на электроэнергию, а также цен на бензин и керосин. В стране была запрещена вся электрическая иллюминация, резко сократилось уличное освещение. К началу 80-х годов недостаток электроэнергии и рост цен на нефть стали оказывать все большее влияние на промышленное и сельскохозяйственное производство. В связи с этим был введен еще более жесткий режим экономии для того, чтобы передать хотя бы часть электроэнергии в сельские районы на нужды ирригации. Все это заставило правительство Индии принять срочные меры по развитию топливно-энергетического комплекса: было запланировано увеличить объем нефтедобычи в два раза, снизив тем самым зависимость страны от импорта нефти; мощности электростанций – более чем в полтора раза; добычу угля – в полтора раза (коксующегося угля – в нем страна испытывала особый дефицит – более чем в два раза).

Несмотря на предпринимаемые правительством меры, в условиях растущего энергопотребления электрификация страны, часть населения которой (особенно в сельских районах) не имеет доступа к электроэнергии, а также перебои с ее подачей являются наиболее острыми проблемами. С 1 апреля 2011 г. по 31 марта 2012 г. дефицит электроэнергии в стране в среднем составлял 8% (в пиковые периоды – до 10%).

В соответствии с планом, разработанным правительством Индии на XI пятилетку, охватывающую 2007-2012 гг., общая установленная мощность в стране должна возрасти до 79 ГВт. По оценкам экспертов, в конце марта текущего года она составила лишь 50 ГВт. В 2012-2017 гг. планируется проведение мер по привлечению частных  инвестиций в сектор, благодаря чему прирост мощностей, по прогнозам, составит 75-100 ГВт.

Около 65% энергоносителей в Индии приходится на традиционные источники энергии, в том числе на уголь – 55%. Несмотря на то, что Индия занимает третье место в мире по угледобыче, ввиду плохого качества (из-за повышенного содержания золы – до 50%) его объема недостаточно для удовлетворения внутренних потребностей страны, 20% которых покрываются за счет импорта. По оценкам Геологической службы Индии (“GSI”), неразведанные запасы каменного угля в Индии составляют 240,7 млрд. т (7% мировых запасов), из них доказанные – 91,6 млрд. Основные месторождения располагаются в штатах Джаркханд, Орисса, Бихар, Западная Бенгалия, Чхаттисгарх, Андхра-Прадеш, Мадхья-Прадеш и Махараштра.

Неразведанные запасы нефти в Индии, по оценкам “GSI”, составляют 11 млрд. барр. (0,5% мировых запасов), из которых 5,4 млрд. – доказанные. Основными нефтяными месторождениями являются Mumbai High (обеспечивает 40% добычи углеводородов в Индии), Upper Assam, Cambay, Krishna-Godavari и Cauvery. За счет импорта покрывается более 75% потребностей страны в нефти, около 20% – в природном газе.

Производство электроэнергии в Индии в 2011 г.

	Мощность, МВт	Доля, %
Всего	190593	100,0
На базе традиционных источников	124731	65,4
Уголь	105437	55,3
Газ	18094	9,5
Нефть	1200	0,6
ГЭС	38848	20,4
АЭС	4780	2,5
ВИЭ*	22233	11,7

* – включая ГЭС мощностью до 25 ГВт. Источник: Министерство энергетики Индии.

В 2008 г. Индия опубликовала Национальный план действий по изменению климата (“NAPCC”), в котором изложена национальная стратегия, включающая восемь так называемых Национальных миссий, которые помогут стране адаптироваться к изменению климата и повысить экологическую устойчивость на пути развития страны. Основными целями правительства в рамках данного плана являются экономия электроэнергии и снижение доли углеводородных источников в пользу возобновляемых, доля которых должна возрасти с 5% в 2009 г. до 15% в 2020 г. Наряду с этим к 2020 г. Индия намерена снизить эмиссионные выбросы в атмосферу по сравнению с 2005 г. на 20-25%.

Индия стала одной из первых стран в мире, осознавших потенциал возобновляемых источников энергии (ВИЭ), и первой, где в 1982 г. был создан Департамент нетрадиционных источников энергии (с 1992 г. – Министерство нетрадиционных энергетических ресурсов),  осуществляющий планирование развития сферы ВИЭ, разработку мер экономического стимулирования для привлечения инвестиций в отрасль, выбор объектов перспективного строительства и иную деятельность.

Наиболее быстрый рост сферы ВИЭ в Индии наблюдался в последние годы. Страна является одним из мировых лидеров в ветровой энергетике и входит в число трех первых стран, начавших использовать энергию ветра. В 2010 г. Индия занимала пятое место в мире по мощности установленных ветрогенераторов (после Китая, США, Германии и Испании). В 2011 г. суммарные установленные мощности ветроэнергетики составляли 16 ГВт, в то время как ее потенциал, по оценкам экспертов, достигает 50 ГВт. Быстрый рост, наблюдавшийся в ветровой энергетике в последнее время (в 2010-2011 гг. прирост новых установленных мощностей составил более 2 ГВт), имеет ряд объективных причин. Во-первых, ветрогенераторы дешевле другого оборудования, с помощью которого добывается электроэнергия. Во-вторых, ускоренное развитие страны повлекло за собой увеличение энергопотребления, а установка собственных ветрогенераторов позволяет сохранить относительную независимость от поставщиков энергоресурсов. В-третьих, освоение ветровой энергетики является важным этапом борьбы за сохранение экологического благополучия в стране.

Первые демонстрационные ветрогенераторы мощностью 55 кВт и 110 кВт начали работать в Индии в 1986 г. Частная ветровая электростанция впервые была запущена в марте 1990 г. на химическом заводе в Мадурае. В 1995 г. была основана компания по производству ветровых установок “Suzlon”, являющаяся в настоящее время одним из мировых лидеров в этой области.

“Электрический акт”, принятый правительством Индии в 2003 г., обязал развивать производство энергии из возобновляемых источников и установил ее минимальную долю, которая должна покупаться энергетическими компаниями в стране. Правительство Индии предоставляет различные льготы коммерческим ветровым электростанциям, в том числе налоговые льготы на период до 10 лет, отмену импортных пошлин на некоторые виды оборудования и прочее, в результате чего доля частных инвестиций в сферу ВИЭ в 2007-2012 гг. возросла более чем на 30%. В 2012-2017 гг., как ожидается, она увеличится еще на 50%. Развитие ветровой энергетики в Индии пока сдерживается дефицитом мощностей передающих сетей.

В 2011 г. общие установленные мощности ГЭС, на долю которых приходится 20% производства электроэнергии в Индии, составили почти 39 ГВт. Несмотря на то, что гидроэнергетический потенциал страны оценивается в 145 ГВт, развитие этой отрасли идет очень медленными темпами: вместо 16 ГВт, запланированных к установке в 2007-2012 гг., к концу 2011 г. было установлено лишь 5 ГВт. Первая значимая для страны ГЭС “Шивашамудрам” мощностью 4,5 МВт была введена в эксплуатацию в начале XX века. В настоящее время ее мощность выросла до 45 МВт. В соответствии с планами правительства Индии, в 2012-2017 гг. мощности ГЭС возрастут на 200%.

Самым быстро развивающимся сектором в сфере ВИЭ в Индии является солнечная энергетика. Правительство запустило программу “Национальная миссия в сфере солнечной энергетики”, в рамках которой суммарные установленные мощности возрастут с 500 МВт в 2012 г. до 20 ГВт в 2022 г. С 31 марта 2011 г. по 1 апреля 2012 г. в эксплуатацию было введено оборудование мощностью 468 МВт (в соответствующий период 2010-2011 гг. – 25 МВт). Весной текущего года в штате Гуджарат на западе Индии была запущена самая мощная в Азии солнечная электростанция “Gujarat Solar Park” мощностью 214 МВт, являющаяся частью амбициозного проекта общей мощностью 600 МВт. Ранее самой мощной (200 МВт) солнечной электростанцией в Азии являлась “Golmud Solar Park” в Китае.

В  2008 г. правительство Индии приняло программу развития биотопливной энергетики, согласно которой 20% всего потребляемого в стране топлива должно приходиться на биотопливо. В связи с наличием развитого аграрного сектора в Индии имеется большой потенциал производства электроэнергии, полученной из биомассы. Общие установленные мощности таких электростанций, по оценке “MNRE”, составляют 18 ГВт.

Индия является одной из первых развивающихся стран, решивших применять атомную энергию для мирных целей. Атомная энергетика в Индии зародилась в начале 50-х годов прошлого столетия. Акцентом стратегической программы, разработанной ученым Х. Бхабха, было не накопление урана, залежи которого невелики относительно других стран, а вовлечение в эксплуатацию тория, запасы которого, напротив, огромны. Первая АЭС мощностью 420 тыс. кВт начала эксплуатироваться в 1969 г., где в качестве топлива использовался обогащенный уран. В последующие АЭС были установлены реакторы, использующие природный уран. В связи с тем, что обогащение урана оказалось экономически нецелесообразно, данные реакторы были признаны более эффективными, чем на первой станции. Кроме того, в 1980 г. поставки обогащенного урана из США были приостановлены на два года. Таким образом, в первые годы существования атомная энергетика в Индии столкнулась со многими проблемами. За эти 30 лет ситуация в отрасли значительно улучшилась. В настоящее время доля атомной энергии в общем объеме энергопроизводства составляет 3%. Дальнейшее развитие сектора находится под вопросом, так как после аварии на японской АЭС “Фукусима-1″ в марте 2011 г. общественность разделилась на сторонников и противников атомной энергетики.

Правительство Индии, озабоченное влиянием ускоренного экономического и промышленного развития на окружающую среду, предложило модель, целью которой является не понижение напрямую, а повышение эффективности или уменьшение удельных энергозатрат (Specific Energy Consumption – SEC), что незамедлительно повлечет за собой снижение выбросов в атмосферу. Такой подход должен подтолкнуть производителей энергоемкой продукции к повышению эффективности и снижению выбросов углекислого газа, не препятствуя возможностям развития. Perform, Achieve and Trade (PAT) – это механизм регулирования внутреннего рынка с целью повышения эффективности работы. Были установлены “назначенные потребители” (Designated Consumers – DC), в число которых входят энергоемкие отрасли и заводы, которые будут вынуждены соблюдать эту целевую эффективность. Первой фазой является выбор цели, когда устанавливаются период соблюдения и цели эффективности в отношении уменьшения удельных энергозатрат.  Эти цели будут варьироваться для каждого предприятия и зависеть от эффективности объекта. Действие одного цикла PAT, когда DC должны приложить все усилия для достижения поставленных целей, будет ограничиваться тремя годами. В том случае, если SEC предприятия будет ниже установленного уровня, оно получит легко реализуемые, принимаемые в банках “сертификаты сохранения энергии” (Energy Saving Certificates – ESCerts); в обратном случае предприятие должно заплатить штраф или приобрести сертификаты, что строго контролируется соответствующими органами. Мониторинг и проверка энергосбережения проводятся установленными энергоаудиторами. Один сертификат приравнивается к уменьшению на эквивалент 1 т нефти (toe) и его рыночная стоимость может изменяться в соответствии с ценами на нефть и другими факторами.

В рамках новой программы производители 16 видов электробытовой техники, в том числе холодильного и климатического оборудования, обязаны подробно указывать технические характеристики товаров, связанные с энергопотреблением. В ближайшее время в Индии будут введены энергосберегающие стандарты для новых зданий. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 11.06.2012 — Индия реорганизует структуру промышленности путем резкого повышения темпов развития топливно-энергетического сектора
• 11.06.2012 — Украина: США могут стать ключевым партнером в энергетике на международном рынке
• 29.05.2012 — Украина: в 2012 году Кабмин хочет закончить приватизацию ТЭС, облэнерго, продать облгазы и ряд активов
• 18.05.2012 — Германия: «энергетический поворот»
• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации

Одной из основных задач правительства Индии является реорганизация структуры индийской промышленности путем резкого повышения темпов развития топливно-энергетического сектора (в первую очередь нефтедобывающей промышленности). В процессе формирования промышленной политики Индии можно выделить два основных этапа: первоначальное становление, охватившее период с 1948 г. по 1975 г., и ее постепенная либерализация, начавшаяся в середине 1970-х годов и продолжающаяся до сих пор.

В декабре 1955 г. по просьбе правительства Индии в страну была командирована группа советских специалистов-нефтяников, которая в течение пяти месяцев изучала геолого-геофизические материалы в Геологической службе Индии. За это время были проанализированы многие осадочные бассейны страны и разработан пятилетний план геологоразведочных работ на нефть и газ на 1956-1960 гг. До начала сотрудничества с СССР Индия потребляла 5,5 млн. т нефти, которая импортировалась из других стран. К 1966 г. было открыто 13 нефтяных и газовых месторождений, а добыча нефти составила 4 млн. т в год, к 1982 г. – 60 месторождений, 24 из которых были освоены.

Зимой 1974 г. Индия пережила глубочайший энергетический кризис и оказалась в числе наиболее сильно пострадавших развивающихся стран, в том числе от последовавшего за кризисом многократного роста цен. Подорожание нефти привело к резкому увеличению цен на нефтепродукты на внутреннем рынке и, следовательно, к повышению тарифов на электроэнергию, а также цен на бензин и керосин. В стране была запрещена вся электрическая иллюминация, резко сократилось уличное освещение. К началу 80-х гг. недостаток электроэнергии и рост цен на нефть стали оказывать все большее влияние на промышленное и сельскохозяйственное производство. В связи с этим был введен еще более жесткий режим экономии для того, чтобы передать хотя бы часть электроэнергии в сельские районы на нужды ирригации. Все это заставило правительство Индии принять срочные меры по развитию топливно-энергетического комплекса: было запланировано увеличить объем нефтедобычи в два раза, снизив тем самым зависимость страны от импорта нефти; мощности электростанций – более чем в полтора раза; добычу угля – в полтора раза (коксующегося угля – в нем страна испытывала особый дефицит – более чем в два раза).

Несмотря на предпринимаемые правительством меры, в условиях растущего энергопотребления электрификация страны, часть населения которой (особенно в сельских районах) не имеет доступа к электроэнергии, а также перебои с ее подачей являются наиболее острыми проблемами. С 1 апреля 2011 г. по 31 марта 2012 г. дефицит электроэнергии в стране в среднем составлял 8% (в пиковые периоды – до 10%).

В соответствии с планом, разработанным правительством Индии на XI пятилетку, охватывающую период с 2007 г. по 2012 г., общая установленная мощность в стране должна возрасти до 79 ГВт. По оценкам экспертов, в конце марта текущего года она составила лишь 50 ГВт. В 2012-2017 гг. планируется проведение мер по привлечению частных инвестиций в сектор, благодаря чему прирост мощностей, по прогнозам, составит 75-100 ГВт.

Около 65% энергоносителей в Индии приходится на традиционные источники энергии, в том числе на уголь – 55%. Несмотря на то, что Индия занимает третье место в мире по угледобыче, ввиду плохого качества (из-за повышенного содержания золы – до 50%) его объема недостаточно для удовлетворения внутренних потребностей страны, 20% которых покрываются за счет импорта. По оценкам Геологической службы Индии (“GSI”), неразведанные запасы каменного угля в Индии составляют 240,7 млрд. т (7% мировых запасов), из них доказанные – 91,6 млрд. Основные месторождения располагаются в штатах Джаркханд, Орисса, Бихар, Западная Бенгалия, Чхаттисгарх, Андхра-Прадеш, Мадхья-Прадеш и Махараштра.

Неразведанные запасы нефти в Индии, по оценкам “GSI”, составляют 11 млрд. барр. (0,5% мировых запасов), из которых 5,4 млрд. – доказанные. Основными нефтяными месторождениями являются Mumbai High (обеспечивает 40% добычи углеводородов в Индии), Upper Assam, Cambay, Krishna-Godavari и Cauvery. За счет импорта покрывается более 75% потребностей страны в нефти, около 20% – в природном газе.

В 2008 г. Индия опубликовала Национальный план действий по изменению климата (“NAPCC”), в котором изложена национальная стратегия, включающая восемь так называемых Национальных миссий, которые помогут стране адаптироваться к изменению климата и повысить экологическую устойчивость на пути развития страны. Основными целями правительства в рамках данного плана являются экономия электроэнергии и снижение доли углеводородных источников в пользу возобновляемых, доля которых должна возрасти с 5% в 2009 г. до 15% в 2020 г. Наряду с этим к 2020 г. Индия намерена снизить эмиссионные выбросы в атмосферу по сравнению с 2005 г. на 20-25%.

Индия стала одной из первых стран в мире, осознавших потенциал возобновляемых источников энергии (ВИЭ), и первой, где в 1982 г. был создан Департамент нетрадиционных источников энергии (с 1992 г. – Министерство нетрадиционных энергетических ресурсов), осуществляющий планирование развития сферы ВИЭ, разработку мер экономического стимулирования для привлечения инвестиций в отрасль, выбор объектов перспективного строительства и иную деятельность.

Наиболее быстрый рост сферы ВИЭ в Индии наблюдался в последние годы. Страна является одним из мировых лидеров в ветровой энергетике и входит в число трех первых стран, начавших использовать энергию ветра. В 2010 г. Индия занимала пятое место в мире по мощности установленных ветрогенераторов (после Китая, США, Германии и Испании). В 2011 г. суммарные установленные мощности ветроэнергетики составляли 16 ГВт, в то время как ее потенциал, по оценкам экспертов, достигает 50 ГВт. Быстрый рост, наблюдавшийся в ветровой энергетике в последнее время (в 2010-2011 гг. прирост новых установленных мощностей составил более 2 ГВт), имеет ряд объективных причин. Во-первых, ветрогенераторы дешевле другого оборудования, с помощью которого добывается электроэнергия. Во-вторых, ускоренное развитие страны повлекло за собой увеличение энергопотребления, а установка собственных ветрогенераторов позволяет сохранить относительную независимость от поставщиков энергоресурсов. В-третьих, освоение ветровой энергетики является важным этапом борьбы за сохранение экологического благополучия в стране.

Первые демонстрационные ветрогенераторы мощностью 55 кВт и 110 кВт начали работать в Индии в 1986 г. Частная ветровая электростанция впервые была пущена в марте 1990 г. на химическом заводе в г. Мадурае. В 1995 г. была основана компания по производству ветровых установок “Suzlon”, являющаяся в настоящее время одним из мировых лидеров в этой области.

“Электрический акт”, принятый правительством Индии в 2003 г., обязал развивать производство энергии из возобновляемых источников и установил ее минимальную долю, которая должна покупаться энергетическими компаниями в стране. Правительство Индии предоставляет различные льготы коммерческим ветровым электростанциям, в том числе налоговые льготы на период до 10 лет, отмену импортных пошлин на некоторые виды оборудования и прочее, в результате чего доля частных инвестиций в сферу ВИЭ в 2007-2012 гг. возросла более чем на 30%. В 2012-2017 гг., как ожидается, она увеличится еще на 50%. Развитие ветровой энергетики в Индии пока сдерживается дефицитом мощностей передающих сетей.

В 2011 г. общие установленные мощности ГЭС, на долю которых приходится 20% производства электроэнергии в Индии, составили почти 39 ГВт. Несмотря на то, что гидроэнергетический потенциал страны оценивается в 145 ГВт, развитие этой отрасли идет очень медленными темпами: вместо 16 ГВт, запланированных к установке в 2007-2012 гг., к концу 2011 г. было установлено лишь 5 ГВт. Первая значимая для страны ГЭС “Шивашамудрам” мощностью 4,5 МВт была введена в эксплуатацию в начале XX века. В настоящее время ее мощность выросла до 45 МВт. В соответствии с планами правительства Индии, в 2012-2017 гг. мощности ГЭС возрастут на 200%.

Самым быстро развивающимся сектором в сфере ВИЭ в Индии является солнечная энергетика. Правительство запустило программу “Национальная миссия в сфере солнечной энергетики”, в рамках которой суммарные установленные мощности возрастут с 500 МВт в 2012 г. до 20 ГВт в 2022 г. С 31 марта 2011 г. по 1 апреля 2012 г. в эксплуатацию было введено оборудование мощностью 468 МВт (в соответствующий период 2010 – 2011 гг. – 25 МВт). Весной текущего года в штате Гуджарат на западе Индии была запущена самая мощная в Азии солнечная электростанция “Gujarat Solar Park” мощностью 214 МВт, являющаяся частью амбициозного проекта общей мощностью 600 МВт. Ранее самой мощной (200 МВт) солнечной электростанцией в Азии являлась “Golmud Solar Park” в Китае.

В 2008 г. правительство Индии приняло программу развития биотопливной энергетики, согласно которой 20% всего потребляемого в стране топлива должно приходиться на биотопливо. В связи с наличием развитого аграрного сектора в Индии имеется большой потенциал производства электроэнергии, полученной из биомассы. Общие установленные мощности таких электростанций, по оценке “MNRE”, составляют 18 ГВт.

Индия является одной из первых развивающихся стран, решивших применять атомную энергию для мирных целей. Атомная энергетика в Индии зародилась в начале 50-х гг. прошлого столетия. Акцентом стратегической программы, разработанной ученым Х. Бхабха, было не накопление урана, залежи которого невелики относительно других стран, а вовлечение в эксплуатацию тория, запасы которого, напротив, огромны. Первая АЭС мощностью 420 тыс. кВт начала эксплуатироваться в 1969 г., где в качестве топлива использовался обогащенный уран. В последующие АЭС были установлены реакторы, использующие природный уран. В связи с тем, что обогащение урана оказалось экономически нецелесообразно, данные реакторы были признаны более эффективными, чем на первой станции. Кроме того, в 1980 г. поставки обогащенного урана из США были приостановлены на два года. Таким образом, в первые годы существования атомная энергетика в Индии столкнулась со многими проблемами. За эти 30 лет ситуация в отрасли значительно улучшилась. В настоящее время доля атомной энергии в общем объеме энергопроизводства составляет 3%. Дальнейшее развитие сектора находится под вопросом, так как после аварии на японской АЭС “Фукусима-1” в марте 2011 г. общественность разделилась на сторонников и противников атомной энергетики.

Правительство Индии, озабоченное влиянием ускоренного экономического и промышленного развития на окружающую среду, предложило модель, целью которой является не понижение напрямую, а повышение эффективности или уменьшение удельных энергозатрат (Specific Energy Consumption – SEC), что незамедлительно повлечет за собой снижение выбросов в атмосферу. Такой подход должен подтолкнуть производителей энергоемкой продукции к повышению эффективности и снижению выбросов углекислого газа, не препятствуя возможностям развития. Perform, Achieve and Trade (PAT) – это механизм регулирования внутреннего рынка с целью повышения эффективности работы. Были установлены “назначенные потребители” (Designated Сonsumers – DC), в число которых входят энергоемкие отрасли и заводы, которые будут вынуждены соблюдать эту целевую эффективность. Первой фазой является выбор цели, когда устанавливаются период соблюдения и цели эффективности в отношении уменьшения удельных энергозатрат. Эти цели будут варьироваться для каждого предприятия и зависеть от эффективности объекта. Действие одного цикла PAT, когда DC должны приложить все усилия для достижения поставленных целей, будет ограничиваться тремя годами. В том случае, если SEC предприятия будет ниже установленного уровня, оно получит легко реализуемые, принимаемые в банках “сертификаты сохранения энергии” (Energy Saving Certificates – ESCerts); в обратном случае предприятие должно заплатить штраф или приобрести сертификаты, что строго контролируется соответствующими органами. Мониторинг и проверка энергосбережения проводятся установленными энергоаудиторами. Один сертификат приравнивается к уменьшению на эквивалент 1 т нефти (toe) и его рыночная стоимость может изменяться в соответствии с ценами на нефть и другими факторами.

В рамках новой программы производители 16 видов электробытовой техники, в том числе холодильного и климатического оборудования, обязаны подробно указывать технические характеристики товаров, связанные с энергопотреблением. В ближайшее время в Индии будут введены энергосберегающие стандарты для новых зданий. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 13.06.2012 — Индия: энергетика в 2011-2012 гг.
• 11.06.2012 — Украина: США могут стать ключевым партнером в энергетике на международном рынке
• 29.05.2012 — Украина: в 2012 году Кабмин хочет закончить приватизацию ТЭС, облэнерго, продать облгазы и ряд активов
• 18.05.2012 — Германия: «энергетический поворот»
• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации

Стремясь добиться сокращения зависимости от дорогостоящего российского импортного газа, Кабмин делает ставку на расширение сотрудничества с Соединенными Штатами. В перспективе, по мнению экспертов, США могут стать ключевым партнером Украины в энергетике на международном рынке, если этому будут способствовать тенденции в политических взаимоотношениях Киева и Вашингтона.

На текущей неделе запланирован визит главы Минэнергоугля Юрия Бойко в США. Он сообщил, что намерен обсудить с американскими коллегами возможности закупки сжиженного газа. По словам министра, США заинтересованы увеличить поставки голубого топлива на внешние рынка, а Украина — приобретать его по приемлемым ценам.

“Сегодня стоимость газа в Америке составляет около $80/тыс. куб. м на хабе в Луизиане. Для нас это очень важно, а также важно провести конкретные и практические переговоры с американской стороной по вопросам закупки газа”,— отметил Юрий Бойко. Он также уточнил, что визит в США будет плановым и посвящается подведению итогов работы украинско-американской энергетической комиссии за прошедший год.

Стимулом для развития сотрудничества Киева и Вашингтона в энергетике стали проблемы в переговорах Украины и России об изменении газовых контрактов, подписанных в 2009 г. при участии экс-премьера Юлии Тимошенко и президента России Владимира Путина, который тогда занимал пост председателя российского правительства.

Уже более двух лет Киев и Москва не могут договориться о снижении цен на газ, поставляемый на украинский рынок. Условия ценообразования на российское топливо для Украины имеют политическую подоплеку и не отражают реальную рыночную ситуацию, уверены в Кабмине Николая Азарова. Это основная причина, по которой “Нафтогаз”, как считают эксперты, переплачивает за поставки из России по действующим контрактам.

В НАК уже подсчитали, что в III квартале российский газ будет обходиться Украине минимум в $432/тыс. куб. м вместо $425 во II квартале и $416 в I квартале. Снижение цены на газ в Кремле связывают с созданием консорциума по управлению украинской газотранспортной системой, что позволило бы расширить возможности для контроля над стратегическим украинским активом, который играет ключевую роль в транспортировке российского газа на прибыльные европейские рынки.

Также ставятся другие требования, связанные с укреплением политических и экономических позиций России в Украине. Очевидно, украинским властям сложно согласиться с позицией Кремля, поэтому была активизирована работа по поиску альтернативных источников поставок энергоресурсов и наращиванию собственной добычи.

25 мая ведущая американская консалтинговая компания IHS CERA презентовала результаты специального исследования, проведенного по инициативе Минэнергоугля, которое посвящено перспективам освоения украинских месторождений природного газа. Авторы исследования пришли к выводу, что геологический потенциал Украины позволяет значительно увеличить собственную добычу газа, чтобы полностью себя обеспечивать этим видом топлива.

Эксперты IHS CERA презентовали модель добычи газа в Украине до 2035 г. по сценарию, в котором постепенно расширяется использование современных технологий благодаря достаточному притоку иностранных инвестиций, к 2035 г. Украина сможет добывать минимум 60-70 млрд. куб. м газа в год. То есть при условии повышения энергоэффективности национальной экономики Украина может стать поставщиком голубого топлива на внешние рынки. Но для успешной реализации такого сценария понадобится значительное увеличение иностранных инвестиций в украинский газовый сектор: с нынешних $1 млрд. в год до $10 млрд.

“Не вызывает сомнения тот факт, что Украина имеет очень большой потенциал ресурсов природного газа, безусловно, намного больший, чем сегодня принято считать”, — утверждают в IHS CERA.

Основными источниками развития газового потенциала в Украине американские эксперты называют: увеличение добычи на существующих месторождениях; освоение уже открытых месторождений, которые считаются низкодебетными; поиск и разведку новых месторождений на территории юга Украины, в том числе на шельфе Черного моря; газонасыщенные песчаные коллекторы; нетрадиционные газовые ресурсы (сланцевый газ и газ угольных месторождений).

На государственном уровне осознают не только важность притока западных инвестиций и создания благоприятных условий для инвесторов, но и готовы к решению сложных вопросов, чтобы страна приблизилась к самодостаточной модели обеспечения газом. “За независимость надо платить. За энергетическую независимость надо платить вдвойне”,— отметил Юрий Бойко.

По мнению Сергея Дубова из инвесткомпании “Профит Гарант”, достижению амбициозных целей по развитию добычи газа в Украине должно способствовать расширение политических контактов между Киевом и Вашингтоном, Киевом и Брюсселем. Эксперт уверен, что успешная реализация масштабных проектов в топливно-энергетическом секторе без политической поддержки невозможна. (Экономические известия/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 13.06.2012 — Индия: энергетика в 2011-2012 гг.
• 11.06.2012 — Индия реорганизует структуру промышленности путем резкого повышения темпов развития топливно-энергетического сектора
• 29.05.2012 — Украина: в 2012 году Кабмин хочет закончить приватизацию ТЭС, облэнерго, продать облгазы и ряд активов
• 18.05.2012 — Германия: «энергетический поворот»
• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации

В 2012 г. Кабмин хочет закончить приватизацию ТЭС и облэнерго, продать облгазы и ряд машиностроительных активов. Но это еще не все: в последующие годы может настать черед таких лакомых кусков, как «Энергоатом», «Укрэнерго», Одесский припортовый завод, судостроительные компании, морские порты и авиапром.

В феврале президент Виктор Янукович подписал закон №4335-VI о программе приватизации на 2012-14 гг. На этот раз приватизационный план включает 3 этапа. В первую очередь планируется создать правовую и организационную базы для приватизации на новых принципах. Это предполагает изменения в профильное законодательство и формирование круга объектов для продажи в 2012 г. В основном данный этап уже пройден.

Второй этап – завершение массовой приватизации и продажи объектов, начатой до 2011 г. Разгосударствление предприятий намечено вместе с земельными участками (2012-13 гг.). И, наконец, третий – общее завершение приватизации как масштабного социально-экономического проекта, подготовка изменений в функции госорганов для смещения акцентов с приватизации на управление госсобственностью (2014 г.).

По словам главы Фонда госимущества Александра Рябченко, только в этом году от продажи государственных активов планируется получить 10 млрд. грн. А в целом в 2012-2014 гг. предполагается привлечь от 50 до 70 млрд. грн. В результате доля госсектора в экономике должна сократиться до 25-30% ВВП (в 2010 г. ФГИ оценивал ее в 37%). Вместе с тем при продаже более 50% акций стратегических предприятий к покупателям будут устанавливаться требования по постпродажному использованию. При сохранении же за государством контрольного пакета акций предприятий этой группы будет возможна продажа остальных акций небольшими пакетами на фондовых биржах, причем размер контрольного пакета повышен с 50%+1 акция до 60%+1 акция.

Программа предусматривает, что разгосударствление в конкретных отраслях определяется отдельными законами. В числе таковых названы «Об особенностях приватизации… в агропромышленном комплексе», «Об особенностях приватизации объектов незавершенного строительства», «О холдинговых компаниях в Украине» и Кодекс о недрах. А. Рябченко также отмечает, что для выполнения новой приватизационной программы Фонд разрабатывает 87 различных нормативно-правовых актов. «Это колоссальное число: ранее мы ежегодно разрабатывали и реализовали 10-20 актов», – говорит чиновник.

Политолог и экономист Виталий Кулик отмечает, что формально государство оставляет за собой неплохие инструменты контроля над стратегической госсобственностью. Впрочем, нет особых сомнений: как и ранее, ход приватизации будет зависеть от лоббистских усилий основных финансово-промышленных групп. И в современных условиях это трудно считать негативом; скорее, это объективное явление рыночной экономики – кто сильнее экономически, тому и достаются привлекательные активы, констатирует В. Кулик.

Какие же ключевые предприятия могут быть проданы в ближайшие пару лет? Во-первых, это еще оставшаяся в госсобственности энергогенерация: ФГИ готовит к продаже 53,289% ПАО «Центрэнерго» и 60,773% ПАО «Донбассэнерго». Можно по-разному оценивать нюансы продажи уже приватизированных генерирующих объединений («Западэнерго», «Киевэнерго»), но большинство экспертов сходится в одном: эти компании получили стратегического инвестора в лице ДТЭК. Глава наблюдательного совета «Киевэнерго» Иван Плачков не скрывает удовлетворения от недавней покупки этим инвестором 25% акций столичного предприятия: «Теперь мы получили гарантированную инвестпрограмму в объеме 1 млрд. грн. ежегодно. Общий объем вложений составит до 15 млрд. грн.».

Другое важное направление приватизации-2012 – газораспределительные и газоснабжающие компании, которые важны для контроля над всем газовым рынком страны. В ФГИУ сообщают: конкурсы по таким активам должны начаться уже в мае, что закреплено годовым планом-графиком выставления на продажу. На счетах Фонда уже аккумулировано большинство из 48 пакетов акций облгазов размером от 1% до 26% уставного капитала. Некрупные пакеты будут реализованы на биржах, большие – на тендерах.

Ряд аналитиков сходится в том, что более 50% региональных газовых компаний уже контролирует владелец Group DF Дмитрий Фирташ – и что именно он заинтересован выкупить оставшиеся госдоли. Это подтверждает и управляющий директор Group DF Роберт Шетлер-Джонс, который в апреле заявил: дистрибуция природного газа является стратегическим бизнесом для холдинга, поэтому он непременно примет участие в приватизации облгазов. Топ-менеджер уточнил, что в будущем группа хочет консолидировать этот бизнес, «как это уже сделано в Европе».

Этот же покупатель владеет рядом украинских химических активов, и именно ему может в итоге достаться Одесский припортовый завод (ОПЗ). Он пока не продается, но это скорее дело времени, считает экс-глава ФГИУ Александр Бондарь. Дело в том, что ОПЗ – достаточно привлекательный и ликвидный актив, который может быть разменной монетой, например, на газовых переговорах с Россией. А. Бондарь отмечает: «ОПЗ можно продать достаточно быстро, тут важна политическая воля. А если удастся договориться о скидке на газ, то стоимость компании должна вырасти на ожиданиях более высокой прибыльности бизнеса. И все же покупателем будет скорее Фирташ, который сейчас концентрирует в своих руках отрасль по выпуску удобрений и хочет замкнуть производственный цикл – для этого нужен ОПЗ».

Та же самая Group DF может приобрести и 49% Запорожского титано-магниевого комбината (ЗТМК), решение о приватизации которого уже принято Кабмином. Как известно, это единственный в стране изготовитель губчатого титана, применяемого в аэрокосмической отрасли, судостроении, химпроме. ФГИУ поручено создать базу для образования ООО «ЗТМК» с госдолей не менее 51%, плюс порядок и сроки погашения инвестором долгов по зарплате, налогам и за потребленные энергоносители. В конце марта В.Янукович сообщил о том, что инвестор готов вложить в это предприятие $700 млн. А. Рябченко подчеркивает: «Просто необходимо, чтобы на ЗТМК пришли большие инвестиции. Комбинату нужны оборотные средства. Мы будем искать такого инвестора и обязательно хотим найти его уже в 2012 г.».

Кроме того, в марте президент поручил премьер-министру Николаю Азарову и Минэнергоугля подать в Верховную Раду законопроект о корпоратизации крупнейших электроэнергетических госхолдингов – НАЭК «Энергоатом» и НЭК «Укрэнерго». Первый, как известно, объединяет атомную энергетику (и включает Донузлавскую ветровую ЭС), а второй – магистральные линии электропередачи. Соответствующее положение содержится в Национальном плане действий на 2012 г. по внедрению программы экономических реформ в Украине на 2010-2014 гг.

Минэнергоугля и ФГИУ обязаны провести корпоратизацию в течение 9 месяцев с момента вступления в силу соответствующего закона. Фонд никогда не скрывал, что корпоратизация – первый шаг на пути к переходу госактивов в частные руки. А такие стратегические активы могут быть интересны многим крупным покупателям: и РФ, и тому же «Энергетическому стандарту» Константина Григоришина, который контролирует ряд облэнерго.

Но на ТЭК приватизационные планы, конечно, не заканчиваются. Трехлетняя программа разгосударствления включает сотни крупных и малых компаний, среди которых немало и машиностроительных. Так, к продаже предлагается целый ряд региональных предприятий агромашиностроения типа Ровенского завода тракторных агрегатов или «сельмашей», которые в советское время занимались производством и ремонтом узлов для сельхозтехники своего региона (обычно несколько крупных районов области). Также выносится на конкурсы ряд машино- и приборостроительных заводов, которые при Союзе относились к ведущим в своей сфере. Примеры – Киевский завод автоматики им. Петровского (госчасть 93,070%), Киевский завод реле и автоматики (58,940%), Киевский мотоциклетный завод (100%).

Намечена и приватизация кораблестроительных активов, в частности, биржевая реализация 9,640% госакций Черноморского судостроительного завода. Подобные активы могут быть интересны как существующим собственникам отечественных верфей, так и тем же россиянам. В этом же, российском, контексте специалисты допускают в перспективе и продажу основных национальных авиакомпаний – концерна «Антонов» и Харьковского авиазавода (ХГАПП). По мнению В. Кулика, интерес россиян к таким объектам в Украине не ослабевает, несмотря ни на какие колебания политической конъюнктуры. Это касается и предприятий-лидеров «энергомаша» (пример – «Турбоатом»).

Допускается и разгосударствление таких объединений, как ГАХК «Артем» (целиком или частично). Приватизацию этой компании уже можно было бы расценивать как фактический старт продажи оборонного комплекса страны, ведь «Артем» – один из крупнейших военных заводов бывшего СССР и продолжает выпускать военную продукцию. И тут Россия снова может быть ведущим претендентом с учетом возможностей корпорации «Рособоронпром».

Наконец, в будущем может быть поднят вопрос о разгосударствлении транспортной инфраструктуры. И не только «Укрзализныци», корпоратизация которой уже начинается, но и морских портов. «Порты могут быть выставлены на приватизацию и проданы конкретному соседнему инвестору, – поясняет директор экономических программ центра им. Разумкова Василий Юрчишин. – Ведь у этих объектов огромный потенциал. Через наши порты идет значительная перевалка грузов РФ, и ее интерес очевиден».

А. Рябченко дополняет: инвестиционно непривлекательные объекты будут продаваться на «голландских аукционах» – за ту цену, которую предложит покупатель. «Пусть даже цена будет невысокой, пусть купит не крупный инвестор, а малый и средний бизнес – но мы обеспечим работу этих предприятий, рабочие места. Все государственное имущество должно работать», – акцентировал председатель ФГИУ.

Что касается потенциальных покупателей основных объектов, то он подчеркивает: сегодня в стране сформировалась прослойка крупных внутренних инвесторов, готовых вкладывать деньги в отечественные активы. «И эти внутренние инвесторы дороже оценивают объекты приватизации, чем иностранцы, – говорит А. Рябченко. – Мы, со своей стороны, создали прозрачные условия для конкурсов, каких раньше не было. Скажем, ведется онлайн-трансляция тендеров. Так продается та же энергетика, так будем продавать облгазы. И от этой практики не откажемся».

Главное, чтобы в ключевые госкомпании пришли эффективные владельцы, которые смогут «отряхнуть» эти активы от долгов и других наслоений прошлого и сделать эффективной частью экономики страны. (Минпром/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 18.05.2012 — Германия: «энергетический поворот»
• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.

Современная энергетическая политика Евросоюза направлена на решение трех базовых задач: повышение конкурентоспособности экономики с целью ее дальнейшего стабильного развития, укрепление энергетической безопасности, а также снижение антропогенной нагрузки на окружающую среду. В наступившем веке научный подход и одобрение экономических реформ со стороны общества позволили ведущей экономике ЕС – Германии — значительно продвинуться в преодолении современных вызовов. В энергетической сфере страна укрепилась в желании продолжать двигаться курсом на снижение энергопотребления и расширение использования возобновляемых источников энергии, получившим название «энергетический поворот», и который увязывается с высокотехнологичным и экологичным развитием народного хозяйства и, более того, является его основным компонентом.

Следует отметить, что в долгосрочной перспективе приоритетами ЕС являются недопущение повышения температуры на планете более чем на 2 оС по сравнению с доиндустриальным периодом и обеспечение снабжения энергией всего населения Земли с целью повышения качества жизни.

В настоящее время в Германии разработано значительное число программных документов, посвященных проблематике «чистого» развития экономики. В частности, в начале 2012 г. Министерство окружающей среды («BMU») совместно с Институтом исследования энергетики и окружающей среды («IFEU») и Союзом предприятий ВИЭ («DWS») опубликовали исследование, оценивающее возможные сценарии и общеэкономический эффект от поступательного внедрения мер по повышению энергоэффективности и использованию ВИЭ.

В указанной работе авторы проанализировали различные аспекты планируемых амбициозных энергетических преобразований и попытались ответить на четыре основных вопроса: почему необходим «энергетический поворот», будут ли возникать дополнительные выгоды и новые экономические возможности при реализации столь глобальных планов, каковы источники дополнительного финансирования и не окажутся ли в итоге данные мероприятия слишком затратными. Кроме того, исследователи попытались оценить «вторичный» экономический эффект от широкого внедрения энергосберегающих и новых энергетических технологий во все сегменты национальной и европейской экономики.

При проведении анализа были смоделированы два основных сценария. Первый из них (базовый) предусматривал, что в долгосрочной перспективе ЕС и национальные правительства, в том числе Германии, продолжат реализацию мер по снижению выбросов СО2 и развитию секторов энергоэффективности и ВИЭ, а другой — не предполагал указанных действий. При этом каждый сценарий приводил к «развилкам», которые описывались сценариями второго уровня.

В сфере ВИЭ в двух базовых вариантах к позитивным факторам относились увеличение численности рабочих мест как непосредственно в возобновляемой энергетике, так и в смежных отраслях, создание предпосылок для  развития экспорта и снижения ввоза ископаемого топлива.

В 2010 г. в данной отрасли Германии было занято 367 тыс. человек, что почти в два раза превысило аналогичный показатель 2004 г. (160,5 тыс.). Таким образом, в 2010 г. на национальном рынке труда каждое 100-е рабочее место было связано с «чистой» энергетикой.

Структура занятости в возобновляемой энергетике Германии в 2004-2010 гг., тыс. человек

	2004 г.	2007 г.	2009 г.	2010 г.
Ветроэнергетика	69,9	85,7	102,1	91,1
Биотопливная промышленность	56,8	119,5	128,0	122,0
Солнечная энергетика	25,1	49,2	80,6	120,9
Гидроэнергетика	9,5	8,1	7,8	7,6
Геотермальная энергетика	1,8	10,3	14,5	13,3
НИОКР ВИЭ	3,4	4,5	6,5	7,5

Источник: «Forschungsradar Erneuerbare Energien».

Обращает на себя внимание тот факт, что в период экономической турбулентности конца первого десятилетия XXI в. в большинстве сегментов сферы ВИЭ число занятых незначительно сократилось (на 3-13%), и лишь солнечная энергетика и сектор НИОКР демонстрировали уверенный рост — на 50% и 15% соответственно.

Национальная отрасль ВИЭ тесно связана с внешней торговлей. Поскольку экономика Германии ориентирована в основном на экспорт, то активное внедрение соответствующих технологий в европейском и мировом хозяйствах, по мнению исследователей, может предоставить стране неплохой шанс расширения вывоза соответствующих «ноу-хау» и оборудования за рубеж и дальнейшего укрепления позиций страны на мировом рынке высоких технологий.

Текущее смещение расходной части энергобаланса Германии в сторону электроэнергии, вырабатываемой в том числе с использованием ВИЭ, позволяет предположить, что в дальнейшем расходы на закупку нефти и газа, поступающих по каналам внешней торговли, будут стабилизироваться.

В обоих основных сценариях проблемным являлось то обстоятельство, что, по меньшей мере, в краткосрочной перспективе стоимость «чистой» энергии (электрической и тепловой) будет превышать аналогичный показатель для энергии, выработанной с использованием традиционных энергоносителей. Поэтому данная ситуация будет определять дальнейший рост субвенций, компенсационных выплат производителям в рамках закона «EEG» («feed-in-tariffs») и иных видов бюджетных расходов, направленных на стимулирование развития сектора ВИЭ. Кроме того, на долгосрочном горизонте планирования существенную неопределенность в прогноз вносили такие факторы, как поведение цен на углеводородные энергоносители, способность национальных компаний к развитию экспортного потенциала и возможность использования ВИЭ в ряде проблемных с этой точки зрения регионов (например, на островах).

Что касается цен на ископаемое топливо, то, согласно исследовательской модели, в условиях отсутствия дополнительных инвестиционных вложений в сектор ВИЭ их рост стимулировал занятость в возобновляемой энергетике, а низкие цены на углеводороды, наоборот, являлись сдерживающим фактором при создании новых рабочих мест в отрасли.

Примерное отклонение числа занятых от «базового» сценария в ФРГ в зависимости от цен на углеводороды до 2030 г., тыс. человек

	I	II
2015 г.	10	12
2020 г.	26	27
2025 г.	105	90
2030 г.	170	140

Примечание. I — при высоких ценах на углеводороды, II — при понижательной динамике цен.

Источник: «Forschungsradar Erneuerbare Energien».

Таким образом, предпочтительным вариантом является сценарий, предусматривающий поддержку сферы ВИЭ, поскольку уже к 2030 г. меры по развитию возобновляемой энергетики, вне зависимости от ценовой ситуации на рынках ископаемого топлива, начинали демонстрировать существенный мультипликационный эффект, который заключался в следующем:

в сектор ВИЭ поступали новые инвестиции, и это способствовало созданию дополнительной прибавочной стоимости в масштабах национальной экономики;

тепловая энергия, выработанная на базе ВИЭ, достигала ценового паритета с энергией, произведенной с использованием углеводородов, к 2023 г.;

цена на ВИЭ-электроэнергию становилась конкурентоспособной после 2027 г., при этом в дальнейшем процесс снижения ее стоимости имел тенденцию к ускорению;

затраты на импорт углеводородов снижались ввиду их замещения возобновляемыми источниками энергии;

создавались новые рабочие места в смежных отраслях промышленности, в том числе в металлообработке и сфере услуг.

В сфере энергоэффективности анализ проводился путем сравнения трех вариантов потребления первичной энергии: «базового», «амбициозного» и «умеренного». Первый сценарий подразумевал реализацию мер, разработанных правительством Германии и направленных на ускорение развития данной сферы, «амбициозный» — предполагал активную всестороннюю поддержку сектора в условиях рационального использования инвестиций, «умеренный» — не ставил дополнительных целей.

Отклонение основных экономических показателей страны при реализации «амбициозного» сценария по развитию сферы энергоэффективности по сравнению с «базовым» сценарием до 2030 г., %

	2011 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.	2030 г.
Темпы прироста ВВП	0,3	0,4	0,7	0,8	0,8
Темпы изменения частного потребления	0,2	0,4	0,8	1,0	1,2
Темпы изменения государственного потребления	0	0	0	0	- 0,1
Темпы прироста промышленного производства	1,4	1,4	1,9	2,2	2,4
Темпы прироста сектора недвижимости	1,4	1,5	2,5	2,0	1,5
Темпы прироста экспорта	0	0	0	0	0
Темпы прироста импорта	0,2	0,2	0,3	0,3	0,2
Темпы снижения потребления первичной энергии	0,7	3,2	6,2	8,7	10,2

Источник: «Forschungsradar Erneuerbare Energien».

В указанной таблице обращает на себя внимание ускоряющееся снижение потребления первичной энергии — к 2030 г. добавочный эффект от реализации «амбициозного» плана энергоэффективности превысил 10% (в 2011 г. вклад соответствующих технологий составил 0,7%).

Движение по «амбициозному» сценарию предполагает дополнительное инвестирование финансовых средств в 12 млрд. евро в год до 2020 г. и 18 млрд. — в 2020-2030 гг. В итоге сумма накопленных капиталовложений может достичь 300 млрд. евро.

В целом указанный путь развития национальной экономики является более предпочтительным ввиду того, что:

в народное хозяйство поступают дополнительные инвестиции, что благоприятно отражается на выпуске продукции и занятости населения;

в долгосрочной перспективе капиталовложения возвращаются в виде снижения расходов на приобретение энергии на внутреннем рынке;

снижается импорт ископаемого топлива и повышается энергобезопасность государства;

при опережающем развитии данного сектора внутри страны национальные компании имеют возможность укрепить позиции на внешних рынках;

в энергоемких отраслях высвобождается часть рабочей силы, что благоприятно отражается на экономике страны в целом;

повышается общая производительность труда;

высвобождение части денежных средств в частном секторе стимулирует внутреннее потребление.

Развитие сферы энергоэффективности оказывает положительное влияние на рынок труда. К 2020 г. в секторе недвижимости дополнительный спрос на рабочую силу может составить до 35 тыс. человек, в обрабатывающей промышленности — около 14 тыс. В целом по экономике потенциал занятости оценивается в 130 тыс. новых рабочих мест в год. До 2030 г. в финансовом выражении экономический эффект положителен и составляет примерно 21 млрд. евро.

Негативным фактором данного сценария является то обстоятельство, что увеличение соответствующих амортизационных отчислений предприятий приведет к росту финансовой нагрузки на население и государственный бюджет.

«Умеренный» вариант значительно проигрывает «базовому» и тем более «амбициозному» сценариям. В случае его реализации Германия может столкнуться с проблемой занятости, усилением зависимости экономики от импорта энергоносителей, а также снижением конкурентоспособности национальных предприятий на внешних рынках.

«Энергетический поворот» ФРГ благоприятно воздействует на экономику субъектов федерации. В 2000-е годы ряд северных и южных регионов страны продемонстрировал уверенный экономический рост благодаря развитию ветрогенерации. Высокий уровень развития промышленности страны может позволить германским компаниям значительно расширить также внешнеторговый оборот, поскольку мировой рынок ВЭИ постоянно увеличивается. В 2004 г. его оборот составил 60 млрд. евро в ценах 2008 г., в 2005 г. — 81, в 2006 г. — 104, в 2007 г. — 133, в 2008 г. — 154, в 2010 г. — 224, а в долгосрочной перспективе данный показатель может резко возрасти: к 2020 г. — до 419 млрд. евро, к 2030 г. — до 590 млрд.

Сфера энергоэффективности также является одним из важных «драйверов» развития экономики страны. Разработка и внедрение новых технологий стимулируют внутренний спрос и придают дополнительный импульс внешней торговле путем повышения потребительских качеств товаров различного назначения, реализуемых не только промышленными и оптовыми компаниями, но и посредством системы розничной торговли.

Кроме того, низкоуглеродная энергетика обуславливает снижение вредных выбросов в окружающую среду, а также предполагает дальнейшее развитие не только экономики, но и общества в целом. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 29.05.2012 — Украина: в 2012 году Кабмин хочет закончить приватизацию ТЭС, облэнерго, продать облгазы и ряд активов
• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.

Правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации. Эксперты считают, что такая политика приведет к дальнейшему сокращению собственной добычи углеводородов и увеличению зависимости от импорта.

Особенностями добычи нефти и газа в Украине являются большая глубина их залегания и сложные геологические условия. Стоимость бурения одной 5-километровой скважины составляет около 100 млн. грн. И нет гарантии, что оттуда будут получены углеводороды. Увеличить вероятность «попадания» в нефте- или газоносный слой позволяет отраслевая наука. В Украине она представлена Институтом геологии Национальной академии наук (НАН) и Украинским государственным институтом геологоразведки. Сейсмическую разведку, без которой невозможно эффективное бурение, обеспечивает государственное предприятие «Укргеофизика». На основе данных ученых-геологов и геофизиков Национальная акционерная компания «Надра Украины» осуществляет поиск и разведку, а также бурение и обустройство скважин. Именно эти институты и компания готовили месторождения для госмонополиста НАК «Нафтогаз Украины». Но уже несколько лет «Надра Украины» ведет собственную добычу (10% от объемов добычи «Нафтогаза») либо передает лицензии частным компаниям через процедуру аукционов. Однако зачастую по решению профильного министерства лицензии передавались «нужным» компаниям и без аукционов.

Как правило, на аукционы попадают только небольшие месторождения, которые не представляют интереса для крупных структур, способных обеспечить существенный прирост добычи углеводородов в Украине. В частности, генеральный директор крупнейшей Полтавской газонефтяной компании (100% британского капитала) Тимофей Каунов неоднократно заявлял об отсутствии интереса к выставляемым на аукционы лицензиям. И это на фоне истощения эксплуатируемых компанией месторождений.

В то же время добыча не ведется на Сахалинском нефтегазоконденсатном месторождении в Харьковской области с запасами 15 млрд. куб. м природного газа и 1,7 млн. т газоконденсата. Компания с участием польского капитала «Девон» вложила в разведку месторождения значительные средства, но право добывать углеводороды потеряла. В 2004 г. ныне несуществующий Госкомитет по природным ресурсам лишил лицензии на разработку тогдашнего партнера поляков — ГК «Полтаванефтегазгеология». Она была передана ЗАО «Укрнефтебурение», которую связывали с представителями одной из провластных финансово-промышленных групп. С тех пор в стране дважды прошли президентские выборы, сменились три правительства, но ясности в деле не прибавилось — судебная тяжба продлилась до 2011 г. и окончилась безрезультатно.

Примечательна и судьба «Полтаванефтегазгеологии». Это крупнейшее в СССР предприятие геолого-разведывательной отрасли было признано банкротом и находится в стадии ликвидации. По словам представителя правления НАК «Надра Украины», пожелавшего остаться неназванным, сегодня в Полтавской области компания располагает небольшим подразделением, которое работает с тремя так называемыми параметрическими скважинами, необходимыми для исследовательских целей. «Лицензии «Полтаванефтегазгеология» переданы частным структурам», — отметил собеседник в правлении НАК «Надра Украины», которая, кроме упомянутого предприятия-банкрота, объединяет еще 10 региональных госпредприятий.

Непрозрачность и постоянно меняющиеся правила игры эксперты называют главным препятствием для иностранных инвесторов в разведку углеводородов в Украине. «В нашей стране разрешения на ведение геологоразведочных работ выдаются на короткий по мировым меркам срок, постоянно меняются ставки ренты для добывающих компаний, существует сложная процедура отвода земли под скважины. Все то, что называется благоприятным инвестиционным климатом, у нас отсутствует», — отметил ведущий специалист энергетических программ центра им. Разумкова Сергей Дяченко. Именно нежеланием властей эксперт объясняет отсутствие прогресса в сотрудничестве компании «Shell» с украинскими партнерами из госкомпании «Укргаздобыча». «То, что им предлагают, такой крупной компании неинтересно. А туда, где интересно, их не пускают», — констатирует эксперт.

Одним из возможных источников природного газа собственной добычи правительство Украины считает запасы сланцевого газа, который позволил Соединенным Штатам отказаться от импорта этого ресурса и даже экспортировать его. НАК «Надра Украины» с помощью отраслевой науки определила два приоритетных проекта — Юзовскую (Харьковская и Донецкая области — около 8 тыс. кв. км) и Олесскую (Львовская и Ивано-Франковская области — около 7 тыс. кв. км) площади. Конкурс на участие в их освоении уже объявлен.

Председатель Государственной службы геологии и недр Эдуард Ставицкий пытался подогреть интерес к проектам заявлениями о планах мировых компаний инвестировать в разведку и добычу сланцевого газа в нашей стране. Но сами компании пока хранят молчание. Поэтому на базе госпредприятий НАК «Надра Украины» создаются общества с ограниченной ответственностью, через которые в проект смогут зайти частные структуры. Уже сегодня специалисты прогнозируют, что сроки окупаемости инвестиций превысят аналогичные показатели в США. «По предварительным данным глубина залегания сланцевого газа может достигать 1-6 км, это существенно глубже, чем в США. И означает, что срок окупаемости инвестиций превысит обычные для отрасли 10 лет», — отметил источник в правлении НАК «Надра Украины».

Ученые-геологи также отмечают особенности залегания сланцевого газа. «Если в США скважины бурят очень плотно, почти как сеют кукурузу, то у нас это невозможно — сланцевый газ сосредоточен в плотных коллекторах», — отметила руководитель отдела геологии нефти и газа Института геологии НАН Галина Пономаренко.

Привлекательность месторождений для инвесторов во многом зависит от качества научной информации по предлагаемым для разведки площадям. Ведь от точности данных напрямую зависят суммы, необходимые на бурение. Но требовать высокого качества работы от ученых сегодня едва ли кто-то решится. В отраслевых институтах работают энтузиасты, отмечает Г. Пономаренко. «Если у директора академического института сегодня оклад 2960 грн., то у его подчиненных значительно меньше. Пока платят только зарплату, на научные разработки государство денег не дает», — сокрушается ученый.

Не лучше дела и в Украинском государственном институте геологоразведки. Ученый секретарь учреждения Наталья Люта констатирует более чем двукратное сокращение финансирования в 2012 г. по сравнению с предыдущим. В институте поговаривают о необходимости сокращения филиалов в Чернигове и Львове. «Резкое сокращение финансирования заставляет думать об изменениях нашей структуры», — отметила Н. Люта.

Между тем именно во Львовском и Черниговском регионах специалисты местных предприятий НАК «Надра Украины» продемонстрировали прибыльную работу в последние два года. А геологи-практики работают в тесном взаимодействии с учеными из местных филиалов профильного института.

Удар по науке автоматически скажется и на геологоразведке. Но, похоже, правительство это мало беспокоит — по признанию источника в правлении «Надра Украины», в текущем году финансирование этой компании также сократилось более чем в два раза. «А «Укргеофизика» вообще получила копейки», — отметил собеседник.

Такой подход заставляет усомниться в искренности госчиновников самого высокого уровня, которые заявляют о планах снизить зависимость от импорта российского газа за счет роста собственной добычи. Речь идет о дополнительных 4-5 млрд. куб. м к 2020 г. Но в 2010 г. в Украине добыча природного газа сократилась на 5,5% до 19,1 млрд. куб. м, а в 2011 г. — еще на 1%. Украинские и западные эксперты единодушны: для увеличения добычи на 5 млрд. куб. м газа нужны инвестиции в $1,5 млрд. Кабмин же в этом году не смог выделить отрасли даже запланированный 1 млрд/ грн. (МинПром/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.
• 24.04.2012 — Мировой рынок: основные тенденции развития энергетики
• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками

Размер корректирующего коэффициента к ставкам рентной платы за природный газ (в том числе нефтяной (попутный газ), который добывается в Украине за март составляет 2,3267, сообщает пресс-служба Минэкономразвития.

Размер корректирующего коэффициента вычисляется Министерством финансов Украины по данным Государственной таможенной службы Украины для каждого налогового (отчетного) периода путем деления средней таможенной стоимости импортного природного газа (в том числе нефтяного (попутного) газа), сложившейся в процессе его таможенного оформления во время ввоза на территорию Украины за отчетный (налоговый) период на базовую цену.

Корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ в Украине в феврале составлял 2,3145. (РБК-Украина/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.
• 24.04.2012 — Мировой рынок: основные тенденции развития энергетики
• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками

Корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март увеличился до 1,2231 с показателя 1,1903 в феврале 2012 г. Об этом сообщает пресс-служба Министерства экономического развития и торговли. В январе этот показатель составлял 1,0991.

Средняя цена одного барреля нефти марки «Urals», исчисленная в отношении ежедневных котировок цены одного барреля нефти марки «Urals» (Urals Northwest Europe Crude OilSpot (USD) и UralsMediterranean Crude Oil Spot (USD), которые сложились на Международной нефтяной бирже(International Petroleum Exchange — IPE), Великобритания, г. Лондон, на момент завершения проведения торгов нефтью и обнародованы Международным информационным агентством «Bloomberg», за март равна $122,306/баррель.

Величина корректирующего коэффициента вычисляется Министерством финансов по данным Государственной таможенной службы для каждого налогового периода путем деления средней таможенной стоимости импортируемого природного газа (в том числе нефтяного (попутного) газа), сложившейся в процессе его таможенного оформления во время ввоза на территорию Украины за налоговый период на базовую цену. (РБК-Украина/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.
• 24.04.2012 — Мировой рынок: основные тенденции развития энергетики
• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками

В список крупнейших морских буровых подрядчиков по итогам 2011 г. журнал «Offshore» включил 10 компаний, тогда как в табели о рангах за 2010 г. их было 15. Несмотря на меньшее число подрядчиков в новом списке, разница в общем парке имевшихся у них по состоянию на 1 января 2011 г. и 2012 г. самоходных буровых платформ незначительна — соответственно 608 и 581 ед. Частично это объясняется консолидационными процессами, которые имели место среди 15 крупнейших подрядчиков в 2011 г. «Ensco» приобрела «Pride International» и таким образом увеличила свой парк буровых платформ до 76 ед. (мировой парк указанных платформ на 1 января 2012 г. равнялся примерно 830 ед.).

Компания «Hercules Offshore» купила 20 платформ «Seahawk», одновременно продав или выведя несколько установок из своего флота, в результате чего последний увеличился с 34 до 51 ед. У «Noble Corp.» флот пополнился 10 платформами, частично вследствие приобретения «Frontier Drilling», несколько установок которой находились в процессе строительства. Три из них (буровые суда «Bully I», «Bully II» и «Globetrotter I»), были недавно поставлены; все платформы законтрактованы.

Уже указывалось, что «Ensco» пополнила свой парк до 76 платформ. Кроме того, 7 ее установок находились в процессе строительства, в их число входили два буровых судна и две полупогружные платформы.

«Transocean» купила «Aker Drilling», в результате чего ее флот увеличился на две полупогружные платформы шестого поколения для сверхглубокого бурения и на два строившихся буровых судна для сверхглубокого бурения. Кроме того, компания заказала еще четыре установки.

Помимо приобретений других фирм, многие буровые подрядчики разместили заказы на новые платформы, главным образом на буровые суда для глубокого и сверхглубокого бурения; было заказано также небольшое число полупогружных установок и крупных самоподъемных платформ. В целом у 10 крупнейших подрядчиков в процессе строительства находилось 49 установок, тогда как годом ранее (у 15 подрядчиков) — только 25. Наибольшее число строившихся на 1 января 2012 г. платформ имели «Noble» и «Seadrill» (по 11 ед.).

Об улучшении в 2011 г. в большинстве регионов делового климата в рассматриваемой сфере свидетельствует увеличение на 19% (до 400 ед.) числа эксплуатируемых платформ. Меньшее же по сравнению с предыдущим списком число крупнейших буровых подрядчиков делает это увеличение еще более весомым.

В Мексиканском заливе США 10 крупнейших буровых подрядчиков имели на 1 января 2012 г. 107 платформ, тогда как годом ранее (у 15 подрядчиков) их было 126. Это уменьшение отражает перевод ряда установок в лучшие по условиям деятельности регионы, включая Мексику, а также Ближний и Средний Восток. Известно, что на глубоководное бурение в Мексиканском заливе США был введен мораторий, за которым последовала медленная выдача разрешений на буровые работы.

Из полупогружных платформ, покинувших Мексиканский залив США, две в 2011 г. были туда возвращены. Можно ожидать, что с увеличением числа разрешений на буровые работы в регион будет переведено еще несколько установок для глубокого бурения. Кроме того, сюда в ближайшие годы поступят некоторые платформы для глубокого и сверхглубокого бурения, которые в настоящее время находятся в процессе строительства и уже законтрактованы для работы в данном заливе.

В Латинской Америке на 1 января 2012 г. эксплуатировалось 98 буровых платформ, или только на 7 меньше, чем годом ранее. В текущем году возрастет число платформ, работающих на континентальном шельфе Мексики, ибо компания «Pemex» провела торги на дополнительные самоподъемные платформы. Число полупогружных установок также увеличится, так как указанная компания намерена разведывать и разрабатывать месторождения, находящиеся на больших и сверхбольших глубинах ресурсы.

В Бразилии фирма «Petrobras» в ближайшие годы арендует или приобретет в собственность около 20 буровых платформ для глубокого и сверхглубокого бурения. В перспективе она намерена при строительстве таких установок максимально использовать возможности местных судоверфей.

Число буровых платформ в Северном море и Северо-Западной Европе увеличилось к 1 января 2012 г. до 65 (с 62 в январе 2011 г.) и будет, судя по всему, расти и дальше, так как на рынок поступают новые самоподъемные установки для работы в тяжелых условиях. «Noble» заказала в конце 2010 г. — начале 2011 г. сингапурской фирме «Jurong Shipyard» преобразование четырех платформ «Friede & Goldman JU-2000″ в «JU-3000″. Их отгрузки должны начаться в первые месяцы текущего года. Установки смогут осуществлять не соосную (автономную) работу с трубами и задействовать до 150 человек. Их можно будет использовать для бурения на глубину до 10,7 тыс. м при глубинах моря до 122 м.

«Maersk Drilling» заказала за $1,2 млрд. фирме «Keppel FELS» (Сингапур) две платформы «CJ70-X150-A», которые могут работать в Северном море при глубинах до 137,2 м и бурить на глубину до 10,7 тыс. м.

В Западной Африке число эксплуатируемых буровых платформ осталось таким же, что и в январе 2011 г. (54), однако произошли изменения среди задействованных подрядчиков. В группе 10 крупнейших уже не фигурируют две компании, присутствовавшие в списке 15 лидеров в начале 2011 г. В частности, там нет фирмы «Saipem», которая в январе прошлого года имела в регионе пять буровых установок. Большинство же платформ, которые в начале текущего года использовала в данном регионе компания «Ensco», принадлежали ранее «Pride International».

На Ближнем и Среднем Востоке число работающих буровых платформ сократилось до 60 (с 78 в январе 2011 г.). Это произошло главным образом потому, что в список 10 крупнейших подрядчиков не вошли компании «Aban Offshore» (в январе 2011 г. она эксплуатировала в регионе 6 установок), «Nabors» (6) и «Saipem» (5). В то же время «Ensco» в связи с покупкой «Pride International» увеличила число имевшихся у нее на 1 января 2012 г. платформ до 11.

Сократилось число эксплуатируемых буровых платформ и в АТР, так как список крупнейших подрядчиков покинули компании «Aban Offshore» и «Saipem». Кроме того, уменьшилось (с 36 до 23) число установок у «Seadrill».

Приводимые ниже данные характеризуют географическую структуру флота морских самоходных буровых платформ у 10 крупнейших в мире буровых подрядчиков (на январь 2012 г., ед.; I — всего платформ, II — Мексиканский залив США, III — Латинская Америка, IV — Cеверо-Западная Европа, V — Западная Африка, VI — Ближний и Средний Восток, VII — АТР, VIII — прочие регионы, IX — всего законтрактованных платформ, X — всего строящихся платформ):

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X
Transocean	142	14	10	20	30	11	43	8	82	6
Noble	79	11	22	11	5	14	0	5	64	11
Ensco	76	16	11	8	6	11	12	5	64	7
Seadrill	59	2	7	6	6	2	21	4	48	11
Hercules Offshore	51	42	0	0	2	4	1	2	26	0
Diamond Offshore	50	11	17	3	2	1	8	5	38	3
Rowan	34	10	2	6	0	11	2	0	26	3
China Oilfield Services Ltd.	33	0	0	2	0	5	23	1	24	2
PDVSA	29	0	29	0	0	0	0	0	8	0
Maersk	28	1	0	9	3	1	4	4	20	6
Итого	581	107	98	65	54	60	114	34	400	49

Примечание. Итоговые данные включают платформы, находящиеся в процессе строительства. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: основные тенденции развития энергетики
• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками

Мировая энергетика повторяет те же закономерности, что и экономика: она переходит от уклада к укладу, в котором доминирует определенный вид энергоносителя. В XX веке сформировался техногенный тип мирового экономического развития на базе разностороннего использования преимущественно углеводородных источников энергии: угля, нефти и газа, а также в значительно меньших объемах — атомной энергии и энергии воды (крупные ГЭС).

Теоретические модели, построенные в середине 1980-х годов с целью прогнозирования научно-технического прогресса в энергетике, предсказывали продолжение процесса смены доминирующего энергоносителя в следующей последовательности: нефть — газ — ядерная энергия — солнечная энергия с переходом к водороду как вторичному энергоносителю.

Следует подчеркнуть, что процесс перехода на следующий технологический уклад (ТУ), как показывает исторический опыт, неизбежно сопровождается повышенной турбулентностью глобальной экономики и кризисными явлениями, дополнительно стимулирующими общество к поиску и внедрению новых энергетических решений, что и происходит в настоящее время.

В конце минувшего века ведущий энергоноситель 4-го технологического уклада (ТУ) — нефть — стал уступать позиции не атомной энергии, а газу, при этом значимость угля как стабилизирующего источника сохранилась. Это привело к изменению предполагаемого сценария и возникновению «газово-угольной паузы» как промежуточного этапа на пути к 5-му ТУ.

Обобщения о текущей тенденции изменения парадигмы развития современного энергетического комплекса представлены в докладе Национального института развития РАН «О стратегии развития экономики России» под общей редакцией С. Ю. Глазьева, в котором сделан вывод, что началом смены 4-го технологического уклада стал 2010 г., а энергетика в перспективе будет основана на атомных и гелиотехнологиях.

В результате трансформаций в 2001-2010 г. структура мирового потребления первичной энергии приобрела более сбалансированный вид за счет сокращения доли нефти, а для неуглеводородных энергоисточников данный показатель не изменился и остался на уровне 13%.

Техногенный тип развития имеет существенный недостаток — он связан с увеличением антропогенной нагрузки на окружающую среду, истощением и деградацией природных ресурсов, поэтому уже с 1980-х годов в условиях обострения глобальных экологических проблем природосберегающий фактор начал играть все более существенную роль в экономике и обществе. Кроме того, в 2000-е годы окончание «эпохи» дешевой нефти и неуклонное повышение цен на энергоресурсы ускорили прохождение промышленно-развитыми странами — импортерами энергоресурсов той «точки невозврата», за которой государства ОЭСР взяли окончательный курс на высокотехнологичное, ресурсосберегающее и экологичное развития.

В середине первого десятилетия в условиях начала перехода на 5-й ТУ в ряде стран ОЭСР ярко обозначилась тенденция опережающего роста ВВП по сравнению с темпами расширения потребления первичной энергии, то есть результаты экономической деятельности стали достигаться с меньшими энергетическими затратами, или иными словами энергоэффективность ВВП начала стабильно увеличиваться. Данный эффект, отражающий растущее разделение трендов прироста ВВП и изменения потребления первичной энергии, получил название «дикаплинг» («расцепление»).

В итоге на исходе первого десятилетия в странах ОЭСР произошла стабилизация потребления первичных энергоносителей, а в ряде промышленно развитых государств — его снижение в результате принятия широкомасштабных мер по повышению энергоэффективности, энергосбережению, развитию сектора ВИЭ, а также «выталкиванию» энергоемких и вредных производств в другие регионы мира.

Безусловно, глобальный финансово-экономический кризис временно дестабилизировал ситуацию, однако он стал также своеобразным «стресс-тестом» для зарождающегося энергетического каркаса новой формации. В условиях нестабильности мирового хозяйства ведущие экономики не отказались от ранее принятых стратегий, а, наоборот, укрепились в своем намерении активно внедрять энергосберегающие технологии и развивать возобновляемую энергетику, о чем свидетельствует неуклонный рост расходов на НИОКР.

Расходы на НИОКР в сфере энергетики в ведущих странах мира, млн. евро

	2001 г.	2003 г.	2006 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
США	2596,3	2442,6	2547,5	3374,9	7481,6	3599,8
Япония	3351,7	3706,1	3472,8	3366,0	3142,3	3042,8
Франция	518,7	895,2	881,8	930,5	1029,6	..
Канада	265,3	315,4	480,0	502,7	760,4	869,7
ФРГ	322,0	404,9	416,2	487,8	601,8	609,9
Великобритания	45,0	47,7	149,6	194,3	325,1	554,2
Италия	348,4	337,0	393,5	389,8	352,5	313,0
Нидерланды	187,6	142,4	141,1	149,9	211,0	..
Швеция	137,5	144,1	127,2	145,5	154,7	154,9
Дания	53,7	27,9	88,1	88,0	105,2	142,0

Источники: «European Commission», «BMWi», «IEA».

По мнению стран «восьмерки» («G-8″), в ближайшем будущем основными составляющими низкоуглеродного развития станут следующие базовые направления:

улавливание и утилизация СО2, в первую очередь в энергетике и промышленном секторе;

электрогенерация с использованием световой солнечной энергии (фотогальванических модулей);

электрогенерация с использованием энергии ветра;

масштабное внедрение электрического привода на транспорте;

повышение эффективности в первую очередь в энергоемких сегментах промышленности;

развитие атомной энергетики.

Таким образом, эффект «расцепления» напрямую связан со стремлением промышленно развитых государств (в первую очередь, нетто-импортеров углеводородов) к устойчивому развитию и одновременному повышению экологичности экономики. Более того, именно природосберегающие технологии рассматриваются ими как основной источник и движущая сила дальнейшего прогресса.

Современная программа развития европейских стран — членов ОЭСР предполагает к 2020 г. сокращение на 20% выбросов СО2 к уровню 1990 г., увеличение на 20% доли ВИЭ в расходной части энергобаланса и сокращение на 20% абсолютного потребления первичной энергии по сравнению с базовым сценарием, принятым ранее.

Следуя в данном направлении ведущие страны Западной Европы, и в первую очередь ФРГ, Франция и Великобритания, уже к середине 2000-х годов переломили многолетнюю тенденцию роста энергопотребления.

В Евросоюзе сфера энергоэффективности и сектор ВИЭ рассматриваются как «драйверы» инновационной модернизации экономики. Согласно общеевропейскому плану развития возобновляемой энергетики, к 2020 г. технологический прорыв и последующее значительное расширение выработки энергии с использованием ВИЭ может привести к резкой трансформации энергетического хозяйства, при  этом намеченный ориентир по достижению 20%-ной доли ВИЭ в энергобалансе может быть пересмотрен в сторону повышения — до 24,4%.

В объединенной Европе «локомотивом» развития является четвертая экономика мира — Германия, которая находится на острие научно-технического прогресса и обладает особым экономическим «чутьем». При этом ее экономический, научный и технический потенциалы, а также выдающиеся  лидерские качества способны «ломать» традиционные стереотипы и устоявшиеся мнения; на основе всестороннего анализа и общественного консенсуса ФРГ принимает решения, являющиеся в определенной степени революционными. Процессы, происходящие в энергетике и экономике страны, на наш взгляд, могут служить предвестниками будущих структурных сдвигов в ЕС (с определенным временным лагом), поэтому заслуживают более детального рассмотрения.

В первые 10 лет XXI века на фоне поступательного экономического развития Германия достигла выдающихся результатов по экономии энергии: в указанный период спрос на первичные энергоносители сократился на 6,4% и в 2010 г. достиг 307,4 млн. т н. э. в год — самого низкого уровня со времен нефтяного кризиса 70-х годов (в 1970 г. — 309,7 млн. т), при этом углеводородные энергоносители (нефть, газ, каменный и бурый уголь) имели различные темпы снижения потребления, а сектор ВИЭ, напротив, демонстрировал уверенный рост.

Страна начала активное освоение сферы ВИЭ в конце XX века, когда многие экономики мира по различным причинам не рассматривали всерьез данный вид источников энергии (кроме крупных ГЭС), а после резкого рывка в 2000-х годах Германия вышла в европейские лидеры по уровню развития биотопливной промышленности, солнечной энергетики и ветроэнергетики. Во многом это было связано со становлением отраслевой науки; данные о государственных расходах на НИОКР в энергетике свидетельствуют о расстановке соответствующих акцентов.

Государственные расходы Германии на НИОКР в энергетике в 2001-2008 гг., млн. евро

	2001 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.
Всего	388,6	416,5	407,8	419,4	491,1
Уголь и другие виды ископаемого топлива	14,2	10,4	12,2	15,8	29,5
ВИЭ	155,9	209,4	199,7	211,1	265,1
Эксплуатация АЭС	100,2	84,0	84,1	82,8	84,8
Вывод АЭС из эксплуатации	8,7	3,8	4,0	4,0	6,8
Фундаментальные исследования в атомной отрасли	109,6	108,9	107,8	105,7	104,9

Источники: Министерство образования и научных исследований ФРГ, Министерство экономики и технологий.

В итоге в 2010 г. в электрогенерации доля ВИЭ приблизилась к 17%, в производстве тепловой энергии — превысила 9%, а в целом за десятилетие выработка «чистой» энергии (тепловой и электроэнергии) расширилась почти в 4 раза, при этом она стала широко применяться не только в секторе недвижимости, но и в энергоемких сегментах промышленности и на транспорте.

Мощность ВИЭ-установок и выработка электроэнергии с их использованием в Германии в 2001-2010 гг.

	2001 г.	2005 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Энергия воды
Выработка энергии, ГВт-ч	23241	19576	21249	20446	19059	19694
Мощность оборудования, MВт	4600	4680	4720	4740	4760	4780
Доля в суммарном потреблении электроэнергии Германии, %	3,97	3,20	3,59	3,33	3,14	3,23
Энергия ветра
Выработка энергии, ГВт-ч	10509	27229	39713	40574	38639	36500
Мощность оборудования, MВт	8754	18428	22247	23897	25777	27214
Доля в суммарном потреблении электроэнергии, %	1,80	4,45	6,71	6,60	6,37	5,98
Биомасса
Выработка энергии, ГВт-ч	3348	10979	19430	22872	25989	28710
Мощность оборудования, MВт	696	1965	3436	3969	4519	4910
Доля в суммарном потреблении электроэнергии, %	0,57	1,79	3,28	3,72	4,29	4,70
ТБО
Выработка энергии, ГВт-ч	1859	3047	4130	4659	4352	4750
Мощность оборудования, MВт	585	1210	1330	1440	1460	1480
Доля в суммарном потреблении электроэнергии, %	0,32	0,50	0,70	0,76	0,72	0,78
Энергия солнца (световая)
Выработка энергии, ГВт-ч	76	1282	3075	4420	6578	12000
Мощность оборудования, MВт	186	2056	4170	6120	9914	17320
Доля в суммарном потреблении электроэнергии, %	0,013	0,209	0,519	0,719	1,085	2,0
Геотермальная энергия
Выработка энергии, ГВт-ч	0	0,2	0,4	17,6	18,8	27,2
Мощность оборудования, MВт	0	0,2	3,2	3,2	7,5	7,5
Доля в суммарном потреблении электроэнергии, %	0	0	0	0,003	0,003	0,004

Источники: «Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien — Statistik», «BMWi».

Выработка тепловой энергии на базе ВИЭ в Германии в 2001-2010 гг., ГВт-ч

	2001 г.	2005 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Биомасса	58220	79746	86670	93133	103247	103247
ТБО	3421	4692	4783	5020	10863	11850
Энергия солнца (тепловая)	1587	2778	3638	4134	4733	5200
Геотермальная энергия	1765	2294	3415	4168	4931	5585
Доля указанных источников в суммарном потреблении тепловой энергии ФРГ	4,24	5,89	7,22	7,40	8,40	9,40

Источники: «Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien — Statistik», «BMWi».

В 2000-е годы эффект «расцепления» привел к прогрессивному снижению энергоемкости ВВП страны с 0,16 т в 2001 г. до 0,14 т н. э./тыс. $ в 2010 г. (в 2010 г. в целом по ОЭСР — 0,16, во Франции — 0,15, в Великобритании — 0,12); энергоэффективность ВВП Германии выросла на 22%.

Главный вопрос: как будет трансформироваться энергетическое хозяйство Германии после текущей турбулентности мировой экономики и куда будет направлен основной вектор развития национальной (а затем, возможно, и европейской) энергетики? Авторская оценка дальнейшего развития спроса на первичные энергоносители в Германии следующая.

В среднесрочной перспективе (в 2012-2015 гг.) на внутреннем рынке страны потребление газа начнет отставать от спроса на неуглеводородные источники, которые после 2015 г. будут стремиться занять доминирующее положение.

Следовательно, в настоящее время в Германии формируются предпосылки для структурного сдвига расходной части энергобаланса в сторону электроэнергии, выработанной с использованием крупных генерирующих объектов (тепловых электростанций, АЭС, мощных ГЭС) и ВИЭ-установок, присоединенных к общим энергетическим сетям.

В сетевом хозяйстве Германии проводится целенаправленная работа по его подготовке к масштабному использованию распределенных ВИЭ, повышению надежности энергообеспечения и управляемости всем электроэнергетическим комплексом, а также интеграции в общеевропейскую силовую сеть.

Таким образом, можно сделать обобщение, что в результате дальнейшего развития возобновляемой энергетики, масштабной перестройки и модернизации секторов генерации, передачи и распределения в среднесрочной перспективе в национальной экономике одна из ведущих ролей будет принадлежать электроэнергии, причем с достаточно высокой долей «чистой» энергии.

Особенность, выявленная автором в приведенном обобщении, совпадает с прогнозом Европейского союза электроэнергетиков «Euroelectric», в котором отмечается, что уже в 2010 г. в «ЕС-27″ потребление электроэнергии восстановилось до предкризисного уровня и в дальнейшем данный показатель будет стабильно увеличиваться. В итоге после 2020 г. в структуре потребления первичных энергоносителей объединенной Европы доля электроэнергии превысит аналогичные показатели для остальных первичных энергоносителей, за исключением нефти.

Сопоставляя приведенные прогнозы для Германии и ЕС, представляется, что Германия опережает общеевропейское развитие в среднем на 5-7 лет, что в экономическом плане обеспечивает стране серьезные конкурентные преимущества. По оценке Министерства окружающей среды, защиты природы и безопасности атомных реакторов («BMU»), к 2020 г. мировой оборот экологически безопасных технологий может достичь 2 трлн. евро и Германия может стать одним из лидеров данного рынка.

Несколько слов об атомной отрасли, поскольку ее вклад в национальную электрогенерацию достаточно высок (в 2010 г. — 17,7%). В Германии еще в середине 2000-х годов обострилась дискуссия между сторонниками и противниками использования атомной энергии, а в текущем году правительство страны намерено принять окончательное решение по вопросу об отказе от атомной генерации к 2022 г. (при этом следует учитывать, что Германия на 100% зависит от импорта ядерного топлива, что существенным образом влияет на энергобезопасность страны). По нашей оценке, вполне вероятно, что будет принято положительное решение, предусматривающее определенный компромисс. Министерство экономики и технологий разработало проект «Концепции развития энергетики ФРГ», в котором предлагает осуществить постепенный вывод АЭС из эксплуатации с таким расчетом, чтобы выиграть время для замещения атомной генерации выработкой энергии на базе ВИЭ, а также создания промышленных ВИЭ-технологий в тех сегментах возобновляемой энергетики, где они еще пока не созданы. В результате в долгосрочной перспективе атомная энергетика позволит поддерживать на необходимом уровне надежность национального энергоснабжения, а затем постепенно уступит место следующему поколению генерирующих объектов. Таким образом, атомная энергетика должна стать «мостом» между атомной энергией и «зелеными» технологиями, которые правительство Германии, а также руководство ЕС напрямую увязывают с экономическим ростом и оптимизацией энергопотребления, и это заставляет говорить об эффекте «дикаплинга» как об успешно развивающемся процессе в прогрессивных экономиках мира.

Необходимо подчеркнуть, что в вопросе об отказе от атомной энергетики большинство стран объединенной Европы пока не готовы последовать предложению Германии, тем самым в дальнейшем она может получить возможность импортировать дешевую атомную электроэнергию с сопредельных территорий через трансграничные переходы, а соответствующие риски оставить за пределами страны. И еще один важный момент. Амбициозные планы Германии по реформированию энергетики имеют под собой надежный фундамент (в отличие, например, от Японии), поскольку в государстве действует и продолжает расширяться мощная газовая инфраструктура, позволяющая наращивать и диверсифицировать как поставки трубопроводного газа, так и СПГ. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.
• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками

Электроэнергетическую отрасль России ожидает масштабное техническое перевооружение, которое потребует привлечение энергетическими компаниями значительного финансирования. Стабильность нормативно-правовой базы, реалистичное прогнозирование развития отрасли и грамотное управление рыночными рисками являются ключевыми факторами для привлечения в отрасль частных инвесторов и кредитных организаций.

Существенное влияние на сектор оказывают ценовые риски, риск ограничения спроса на электроэнергию и на услуги по ее передаче, инвестиционные и налоговые риски.

В настоящее время функция управления рисками в российских электроэнергетических компаниях находится на базовом уровне и направлена на выполнение внешних требований.

Большая часть компаний не использует хеджирование как метод управления рисками либо не формализует данный процесс.

В России автоматизация процессов трейдинга и управления рисками находится на низком уровне.

Рынок торговли деривативными контрактами на цену электроэнергии, позволяющий эффективно управлять ценовыми рисками, в России находится на начальной фазе своего становления, хотя можно ожидать резкого увеличения объемов торгов в ближайшие 3-5 лет.

Основными задачами российских энергокомпаний в области риск-менеджмента на ближайшие 2 года являются разработка стратегии и построение системы по управлению рисками.

Андрей Корн, руководитель группы по работе с компаниями энергетического сектора, КПМГ в России и СНГ отметил: «В связи с реформированием российского энергетического сектора и стратегическим курсом на дерегуляцию электроэнергетики все большее значение для компаний имеют вопросы стабильности финансового результата компаний и, как следствие, управление рыночными рисками. Моделирование и прогнозирование электроэнергетических и топливных рынков, синхронизация работы на оптовых и розничных рынках электроэнергии и мощности, хеджирование ценовых, валютных и процентных рисков и другие современные практические методы управления рисками позволят российским электроэнергетическим компаниям повысить стабильность результатов компании и уровень доверия к отрасли среди инвесторов и кредиторов, а также избежать ошибок, допущенных западными компаниями во время либерализации национальных электроэнергетических рынков в Северной Америке и Западной Европы».

Отечественные энергетические компании признают важность управления рисками. Большая часть респондентов считают управление рисками важной (46%) или существенной (50% респондентов) функцией всего процесса управления организацией.

Однако сейчас отечественные организации находятся только в начале этого пути, именно поэтому основное внимание они уделяют разработке стратегии по управлению рисками (42% респондентов) и построению или оптимизации системы по их управлению (58% респондентов). Исследование показало, что только у 22% компаний-респондентов существует одобренная руководством и зафиксированная в отдельном документе стратегия по управлению рисками. Только 17% компаний-респондентов не планируют развивать функцию управления рисками в ближайшие два года.

Самым популярным средством количественной оценки рисков, применимых компаниями, является сценарный анализ — его используют абсолютное большинство компаний. Второе место в российских электроэнергетических компаниях занимает метод Value at Risk (VaR) — он представляет собой оценку максимально возможных потерь в стоимости компании при заданной вероятности. Как правило, российские компании предоставляют отчетность по рискам в рамках процесса годового бюджетирования, а также при осуществлении крупных сделок или по требованию руководства. Наиболее распространенная периодичность количественной оценки рисков — раз в квартал. Только 6-19% компаний представляют такую отечность руководству еженедельно. В зарубежных компаниях оптимальными периодами для контроля позиций компании по рискам считаются неделя и месяц, а в трейдинговых подразделениях западных энергокомпаний отчетность предоставляется ежедневно.

Наиболее популярный инструмент управления риском изменения цен на рынках электроэнергии и мощности — это заключение долгосрочных договоров с фиксированными ценами — его активно использует треть респондентов. Второе место занимают фьючерсные контракты. Опционные контракты практически не используются. 45% респондентов считают месяц оптимальным временным периодом при заключении биржевых контрактов на цену электроэнергии. С увеличением времени действия договора заинтересованность в нем падает: в контрактах, в которых этот отрезок времени составлял квартал, было заинтересовано 35% респондентов, а с годовым периодом — только 20%.

Единственный инструмент управления риском изменения цен на топливных рынках, который используется в российских электроэнергетических компаниях, — заключение долгосрочных договоров с фиксированными ценами — это указала треть компаний-респондентов. В России не используются биржевые методы управления ценами закупки топлива (фьючерсы, опционы, свопы), и рынок производных финансовых инструментов на цены топлива еще не развит. При этом западные компании активно используют как биржевые, так и внебиржевые финансовые инструменты (натуральный газ, мазут, уголь).

Результаты исследования показывают, что управление рыночными рисками в российских электроэнергетических компаниях только начинает развиваться. Вместе с тем респонденты отмечают высокую подверженность рыночным рискам и осознают важность функции управления ими. Учитывая эти факторы, а также историю развития функции управления рисками в американских и европейских электроэнергетических компаниях, ожидается, что в ближайшее время компании начнут выстраивать функции управления рыночными рисками аналогично передовым моделям, работающим в крупных западных энергетических концернах.

Таковы результаты исследования КПМГ, посвященного управлению рисками в компаниях энергетического сектора. (Металлоснабжение и сбыт/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 28.04.2012 — Украина: правительство сокращает финансирование отечественной геологоразведки и готовит отрасль к приватизации
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за природный газ за март 2012 года увеличился до 2,3267
• 24.04.2012 — Украина: корректирующий коэффициент к ставкам рентной платы за нефть и газовый конденсат за март 2012 года увеличился до 1,2231
• 24.04.2012 — Мировой рынок: крупнейшие морские буровые подрядчики на начало 2012 г.
• 24.04.2012 — Мировой рынок: основные тенденции развития энергетики

В 2010 г., по данным «British Petroleum», производство первичной энергии в ЕС составило 761 млн. т н. э.,

из них: нефти — 92,6 млн. т н. э., газа — 208,7 млн. т н. э., угля — 206,6 млн. т н. э., а также электроэнергии на базе АЭС — 207,5 млн. т н. э., ГЭС (установленной мощностью более 25 МВт) — 83,0 млн. т н. э., ВИЭ (исключая крупные ГЭС и станции, использующие некоторые категории биомассы, практически не поддающиеся учету, например, дрова) — 66,9 млн. т н. э. К ведущим европейским производителям нефти относились такие страны, как Норвегия, Великобритания и Дания, газа — Норвегия, Нидерланды, Великобритания, угля — Польша, Германия, Турция, Чехия и Великобритания. Европейскими лидерами по выработке электроэнергии на АЭС являлись Франция, Германия и Великобритания, а по производству гидроэлектроэнергии на крупных ГЭС — Норвегия, Швеция и Франция. В сегменте ВИЭ первенствовали Германия, Италия и Франция. Таким образом, в Евросоюзе крупнейшим региональным производителем первичной энергии традиционно оставалась Западная Европа (Австрия, Бельгия, Великобритания, Германия, Ирландия, Испания, Люксембург, Нидерланды, Португалия, Франция и Швейцария).

В 2010 г. в объединенной Европе спрос на первичные энергоносители увеличился на 3,2% к уровню 2009 г. и составил 1,7 млрд. т н. э., из них около 70% (1,2 млрд. т н. э.) приходилось на долю государств Западной Европы. В ЕС в страновом разрезе в пятерку крупнейших потребителей первичной энергии входили опять-таки страны западной части европейского континента: Германия, Франция,  Великобритания, Италия и Испания с суммарным показателем в 1,1 млрд. т н. э., то есть в настоящее время указанные экономики являются европейскими лидерами по энергопотреблению как на уровне региона, так и в масштабе Евросоюза.

В 2010 г. в ЕС нехватка первичных энергоносителей превысила 900 млн. т н. э., поэтому соответствующий внутренний спрос более чем на половину был обеспечен за счет ввоза. Столь значительная энергетическая зависимость от внешних рынков негативно отражается на безопасности Евросоюза (как энергетической, так и общей), поэтому Еврокомиссия принимает комплексные меры для решения данной проблемы. В ЕС разработана энергетическая стратегия, которая направлена на повышение надежности энергообеспечения, поддержание сбалансированной структуры энергобаланса и снижение антропогенной нагрузки на окружающую среду.

Одной из основных задач энергетической отрасли ЕС является сокращение зависимости объединенной Европы от импорта энергоносителей, который возрос с 44% суммарного объема потребляемой энергии в 1996 г. до 54% в 2009 г., а в 2010 г. приблизился к 55%.

Европейский энергетический план к 2020 г. предусматривает увеличение не менее чем до 20% доли ВИЭ в структуре потребления электроэнергии, при этом предполагается, что в государствах-членах ЕС данный показатель будет неодинаков ввиду существенных различий в развитии данного сегмента на начальном этапе, а также конъюнктуры национального рынка. Например, на Мальте, где в настоящее время ВИЭ вообще не используются, к 2020 г. их доля в энергобалансе, согласно соответствующему национальному плану, должна составить лишь 10%, в Германии — 18%, Швеции — 49%. Следует подчеркнуть, что европейская директива «Directive 2009/28/EG of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources» устанавливает для каждого члена ЕС требование о разработке собственной программы развития сферы ВИЭ и утверждении ее на федеральном уровне.

Выработка электроэнергии на базе ВИЭ в некоторых странах ЕС в 2010 г., %

	I	II	III	IV	V	VI	VII*
Австрия	26	61	2	34,7	1,8	0,4	34
Бельгия	4,1	90,7	4,7	1,2	3,3	0,2	13
Великобритания	3,3	81,5	12,9	4,6	1,1	0	15
Венгрия	7,6	91,5	2,4	0,8	0,3	5	13
Германия	9,3	77,9	10,2	5,3	4,8	1,7	18
Дания	18,8	81	18,2	0	0,5	0,3	30
Ирландия	4	50,8	40,3	8	0,9	0	16
Испания	11,4	44,4	25,7	24,8	5,2	0	20
Италия	10,2	41,6	4,2	25,1	1,4	27,8	17
Люксембург	2,9	86,4	3,9	7,7	1,9	0	11
Нидерланды	3,6	87	11,5	0,3	0,9	0,3	14
Польша	6,9	94,2	2	3,6	0	0,2	15
Португалия	24	57	13,9	24,6	1,3	3,2	31
Словакия	6,6	57,8	0	41,2	0	1	14
Словения	12,7	57	0	42,9	0,1	0	25
Финляндия	24,9	87,2	0,3	12,5	0	0	38
Франция	7,9	69,1	4	25,8	0,6	0,4	23
Чехия	6,4	87,9	1,1	8,8	2,3	0	13
Швеция	32,7	61,2	1,8	37	0,1	0	49
Эстония	14,4	96,7	3	0,3	0	0	25

* — прогноз.

Примечание. I — доля ВИЭ в суммарной выработке электроэнергии; II — производство электроэнергии с использованием биомассы; III — с использованием энергии ветра; IV — с использованием энергии воды; V — с использованием солнечной энергии; VI — с использованием геотермальной энергии; VII — доля ВИЭ в электроэнергетике в 2020 г. Источник: «IEA».

В первом десятилетии нового века европейский сектор ВИЭ расширился более чем в  4,5 раза; в 2010 г. производство «чистой» энергии составило 69,9 млн. т н. э. (в 2000 г. — 14,1 млн.). К 2020 г., согласно прогнозу Европейского агентства по окружающей среде «EEA», доля возобновляемых источников энергии в суммарном производстве электроэнергии достигнет 45%, тепловой — 43%, при этом на транспорте примерно 12% суммарного потребления моторного топлива сможет быть замещено биотопливом (биодизельным топливом, биоэтанолом и биогазом). По данным «ВР», в 2010 г. наиболее развитым сектором ВИЭ обладали такие государства ЕС, как (выработка энергии, млн. т н. э.): Германия — 18,6, Италия — 5,6, а также Франция — 3,4.

В настоящее время вопрос использования атомной энергии, относительно которого Еврокомиссия пока не может прийти к единому мнению, является одним из наиболее острых. После аварии на японской АЭС «Fukushima1″ европейская общественность разделилась на сторонников и противников атомной энергетики. По данным ассоциации «World Nuclear Association», в 2011 г. в мире функционировали 433 АЭС в 31 государстве, в том числе в Евросоюзе — 134 (в 14 странах-членах ЕС). Кроме того, в ЕС ряд атомных проектов находится на стадии реализации (в Словакии, Финляндии и Франции).

В 2010 г. в ЕС с использованием атомной энергии было выработано 207,5 млн. т н. э. электроэнергии, в том числе: во Франции — 96,9 млн. т н. э., Германии — 31,8 млн. т н. э., Великобритании — 14,1 млн. т н. э., Испании — 13,9 млн. т н. э., Швеции — 13,2 млн. т н. э., Бельгии — 10,9 млн. т н. э.

В ЕС наиболее развитой атомной энергетикой обладает Франция. По производству электроэнергии на АЭС государство занимает второе место в мире после США. В 2011 г. во Франции эксплуатировалось 58 АЭС, которые выработали 410 ТВт-ч электроэнергии (74% суммарного производства); число занятых в отрасли составило 200 тыс. человек. В 2012 г. в стране на АЭС «Flamanville» продолжается строительство реактора нового поколения мощностью 1600 МВт, а аналогичный проект на АЭС «Penly» находится в стадии планирования. В масштабах ЕС Франция является не только крупнейшим производителем энергии, выработанной с использованием атомной энергии, но и ведущим экспортером достаточно дешевой электроэнергии.

В середине 2011 г. в ФРГ действовали лишь 4 из 17 атомных реакторов, а остальные были приостановлены для проверки. В 2012 г. правительство Германии может рассмотреть вопрос о выводе из эксплуатации всех национальных АЭС к 2022 г. Министр окружающей среды Н. Реттген полагает, что «отключенные от источников питания реакторы (после аварии в Японии) не возобновят работу, и это решение необратимо».

В Великобритании, по результатам исследования, проведенного в августе 2011 г., отношение к атомной энергетике в стране становится более позитивным, несмотря на аварию в Японии. Если в 2005 г. число респондентов, испытывающих соответствующие опасения, составило 59% опрошенных, то в 2010 г. данный показатель снизился до 54%, а в 2011 г. — до 47%. В 2011 г. в стране эксплуатировалось 19 реакторов на 9 АЭС, а также завод по переработке ядерных отходов в Селлафилде. По решению правительства Великобритании все имеющиеся реакторы (кроме «Sizewell B») должны быть выведены из эксплуатации к 2023 г., а вместо них планируется строительство новых 9 энергоблоков.

В Испании мораторий на строительство АЭС был введен еще в середине 1980-х гг., но в настоящее время в стране еще действуют 8 АЭС, ресурс которых еще не выработан. В дальнейшем правительство страны надеется постепенно вывести атомные объекты из эксплуатации, несмотря на то обстоятельство, что в 2011 г. на их долю приходилось до 20% национального производства электроэнергии. В качестве альтернативы рассматривается возможность расширения мощностей ветропарков ввиду того, что энергия ветра является возобновляемой, не приводит к выбросам углекислого газа в атмосферу, а также может позволить снизить зависимость Испании, не имеющей собственных сырьевых ресурсов, от импорта углеводородного топлива.

В 2009 г. правительство Швеции внезапно объявило об отказе от плана, утвержденного в 1980 г., предусматривающего постепенный вывод из эксплуатации действующих АЭС. В настоящее время в стране эксплуатируется 10 реакторов на АЭС «Oskarshamm», «Ringhals» и «Forsmark», которые предполагается постепенно заменить новыми.

Несмотря на то, что в Бельгии на долю атомной энергии приходится значительная часть (51%) внутреннего производства электроэнергии, в течение последних 10 лет в стране активно обсуждается вопрос об отказе от атомной энергетики. В 2011 г. в государстве функционировало 7 реакторов, срок службы которых в марте 2011 г. (до аварии на АЭС «Fukushima1″) был продлен до 2025 г. После событий в Японии правительство Бельгии усомнилось в правильности этого решения и на некоторое время отложило принятие окончательной резолюции.

В 2011 г. в Финляндии функционировало 4 реактора на АЭС «Olkiluoto» и «Loviisa». В настоящее время на АЭС «Olkiluoto» осуществляется строительство нового реактора «EPR1600″, который может позволить достигнуть полной энергонезависимости страны, обеспечивающей за счет импорта энергоносителей из России и стран Скандинавии около 15% внутреннего спроса на первичную энергию. В ближайшее время планируется сооружение еще двух реакторов на АЭС «Olkiluoto» и «Pyhajoki».

Словакия и Венгрия, в которых на долю АЭС приходится 52% и 42% выработки электроэнергии соответственно, намерены и в дальнейшем развивать атомную энергетику. В Словакии планируется строительство двух блоков на АЭС «Bohunice» и «Mochovce», а в Венгрии — двух блоков на АЭС «Paks» (в случае успешной реализации проекта доля атомной энергии в Венгрии возрастет до 50%).

Датская компания «Delta» приняла решение отложить строительство второй АЭС в Нидерландах, причиной чему послужил текущий кризис, низкие цены на электроэнергию, а также расширение европейской торговли квотами на выбросы, призывающей компании инвестировать в «зеленую» энергетику. Несмотря на это, правительство не намерено полностью отказываться от атомной энергетики.

В Болгарии в настоящее время действует АЭС «Козлодуй», где ранее эксплуатировалось 6 реакторов. Ранее (с целью выполнения решения ЕС для вступления в Евросоюз) Болгарии пришлось согласиться с требованием вывести из эксплуатации 4 атомных энергоблока, что и было сделано в 2002 г. и 2006 г. В целях обеспечения европейских требований по безопасности действующие пятый и шестой блоки данной АЭС были модернизированы в 2005-2006 гг. Для восстановления утерянных мощностей в Болгарии планируется строительство двух новых реакторов на АЭС «Белене».

В настоящее время в Чехии функционируют две атомные электростанции «Dukovany» и «Temelin». Первой была построена АЭС вблизи деревни Дукованы. В 1970 г. было заключено соглашение между Чехословакией и СССР, в соответствии с которым было начато строительство этой АЭС, а в 1985-1987 гг. были введены в эксплуатацию все 4 энергоблока. На АЭС «Temelin» до развала СССР также планировалось построить 4 реактора, однако в 1990 г. работы на четвертом и пятом энергоблоках были остановлены. В дальнейшем ввиду перехода Чехии на новые стандарты ЕС в конструкцию АЭС были внесены необходимые изменения и первый из двух энергоблоков типа «ВВЭР-1000″ был введен в эксплуатацию в декабре 2000 г., а его коммерческая эксплуатация началась в 2002 г. Второй аналогичный энергоблок был запущен в 2003 г., а уже в 2005 г. из-за ожидаемого дефицита электроэнергии правительство страны начало обсуждение возможности строительства двух дополнительных реакторов к 2013 г. и 2020 г. соответственно, однако в 2010 г. данное решение было приостановлено.

В Италии в 2011 г. на общенациональном референдуме около 90% проголосовавших были против намерения правительства возродить в стране национальную атомную программу. Ранее в 1987 г., спустя год после Чернобыльской аварии, общество также было против строительства новых АЭС, в результате чего в стране были остановлены 4 атомных энергоблока.

В настоящее время в ЕС к числу стран, полностью отказавшихся от использования атомной энергии, относятся Дания, Ирландия, Греция, Португалия и Люксембург.

Некоторые данные, характеризующие атомную энергетику стран-членов ЕС, по состоянию на 2010 г.

	I	II	III
Бельгия	51,1	45,7	7
Болгария	33,1	14,2	2
Великобритания	15,7	56,9	18
Венгрия	42,1	14,7	4
Германия	28,4	133	9
Испания	20,1	59,3	8
Нидерланды	3,4	3,4	1
Румыния	19,5	10,7	2
Словакия	51,8	13,5	4
Словения	37,3	5,4	1
Финляндия	28,4	28,4	4
Франция	74,1	410,1	58
Чехия	33,3	26,4	6
Швеция	38,1	55,7	10

Примечание. I — доля атомной энергии в суммарной выработке электроэнергии, %; II — производство атомной энергии, ТВт-ч; III — количество действующих реакторов. Источник: «World Nuclear Association». (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками
• 28.03.2012 — Германия: энергетика в 2001-2010 гг.
• 19.03.2012 — Беларусь: энергоемкость ВВП за 2011 год снизилась
• 09.03.2012 — Мировой рынок: сотрудничество между Россией и Китаем в энергетической сфере
• 09.03.2012 — Италия: развитие энергетики

Германия традиционно входит в число экономик, в которых уделяется повышенное внимание развитию отраслевой и фундаментальной науки в энергетике и смежных отраслях, причем как со стороны государства, так и частного сектора. В 2009 г. в рейтинге 10 ведущих стран по объему инвестиций в НИОКР энергетического сектора ФРГ занимала 5-е место после США, Японии, Франции и Канады.

Расходы на НИОКР в сфере энергетики в ведущих странах, млн. евро

	2001 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
США	2596,3	2547,5	3176,7	3374,9	7481,6	3599,8
Япония	3351,7	3472,8	3354,0	3366,0	3142,3	3042,8
Франция	518,7	881,8	897,9	930,5	1029,6	…
Канада	265,3	480,0	486,1	502,7	760,4	869,7
ФРГ	322,0	416,2	427,9	487,8	601,8	609,9
Великобритания	45,0	149,6	179,9	194,3	325,1	554,2
Италия	348,4	393,5	374,6	389,8	352,5	313,0
Нидерланды	187,6	141,1	215,8	149,9	211,0	…
Швеция	137,5	127,2	129,7	145,5	154,7	154,9
Дания	53,7	88,1	106,8	88,0	105,2	142,0

Источники: «European Commission», «BMWi», «IEA».

По опубликованным в начале 2012 г. данным национальной статистики, в 2001-2008 гг. поддержка отраслевой науки неуклонно увеличивалась и в 2008 г. достигла 717,9 млн. евро (в 2001 г. — 530,9 млн.). Соответствующие государственные расходы находились на уровне не ниже 4,4% суммарных бюджетных расходов на НИОКР в энергетике и в абсолютном выражении значительно превышали аналогичный показатель для частного сектора.

В структуре государственных расходов выделялся сектор ВИЭ (в 2001 г. — 160 млн., в 2008 г. — 265 млн. евро). Обращает на себя внимание тот факт, что в указанный период почти в два раза выросли инвестиции в сферу угольных технологий, хотя доля данного сегмента в суммарных отраслевых расходах на НИОКР оставалась относительно невысокой (в 2008 г. — примерно 6%). Кроме того, несмотря на снижение атомной генерации, правительство страны продолжало финансировать фундаментальные исследования в атомной отрасли (в 2008 г. — 21% суммарных капиталовложений).

Государственные расходы ФРГ на НИОКР в энергетике в 2001-2008 гг., млн. евро

	2001 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.
Всего	388,6	407,8	419,4	491,1
Уголь и другие виды ископаемого топлива	14,2	12,2	15,8	29,5
ВИЭ	155,9	199,7	211,1	265,1
Эксплуатация АЭС	100,2	84,1	82,8	84,8
Вывод АЭС из эксплуатации	8,7	4,0	4,0	6,8
Фундаментальные исследования в атомной отрасли	109,6	107,8	105,7	104,9

Источники: Министерство образования и научных исследований ФРГ, Министерство экономики и технологий.

В ФРГ ведется непрерывная работа над разнообразными программными документами, определяющими дальнейшие шаги Германии на пути инновационного развития. Министерство образования и научных исследований ФРГ разработало «Стратегию инновационного развития ФРГ» до 2020 г. («The Hightech Strategy of Germany  2020″), в которой указывает, что энергетическое хозяйство является одним из ключевых объектов высокотехнологичной модернизации, который в дальнейшем станет площадкой для внедрения новых эффективных технологий.

Концепция «Стратегии развития энергетики на долгосрочную перспективу» («Energie fur Deutschland»), созданная Министерством  экономики и технологий ФРГ, включает следующие основные направления развития отрасли:

снижение выбросов СО2 и других вредных веществ в окружающую среду;

адаптация энергетической инфраструктуры к негативным воздействиям, вызванным климатическими изменениями;

неуклонное расширение использования ВИЭ;

повышение энергоэффективности на всех этапах производства, транспортировки, хранения и распределения энергии;

создание масштабных систем аккумулирования и хранения энергии, повышение надежности энергообеспечения;

постепенный вывод из эксплуатации АЭС с опережающей заменой «выпадающей» генерации энергоисточниками на базе ВИЭ и тепловыми энергетическими станциями;

модернизация сетевого хозяйства;

повышение прозрачности энергетического рынка и дальнейшее развитие конкуренции.

Материалы указанной концепции «Стратегии…» являются базовым источником и руководящим документом, используемым при корректировке законодательной базы Германии на федеральном и региональном уровнях.

За первое десятилетие нового века улучшились экологические параметры энергетического хозяйства Германии; в 2001-2010 гг. выбросы СО2 в атмосферу сократились на 12% — с 849 млн. 2001 г. до 755 млн. т в 2010 г.

В указанный период наибольшее снижение эмиссии «парниковых» газов было зафиксировано в сегменте оборота жидкого топлива (включая сжижение углеводородов и их переработку, исключая выбросы воздушного транспорта международных авиалиний) — 28%, аналогичный показатель для твердых видов топлива составил примерно 8%, газообразного топлива — 10%.

Германия является мировым лидером и наиболее последовательным активистом движения в защиту окружающей среды, несмотря на определенные трудности, возникающие в переходный период от Киотского протокола к новым договоренностям. В стране на национальном уровне принято решение продолжать реализацию намеченных целей, действуя под девизом «Не поддаваться давлению со стороны традиционной промышленности».

ФРГ не намерена отступать от выполнения требований программного документа ЕС, получившего название «Директива 202020″, согласно которому в рамках объединенной Европы намечено сократить на 20% выбросы СО2 в атмосферу к уровню 1990 г.

Более того, страна рассматривает возможность взять на себя повышенные экологические обязательства: снизить эмиссию «парниковых» газов (в СО2эквиваленте) к 2020 г. — на 40%, 2030 г. — на 55%,  2040 г. — на 70%, а к 2050 г. — на 80% к уровню 1990 г.

Правительство Германии напрямую увязывает развитие современных «зеленых» технологий с экономическим ростом. По оценке Министерства окружающей среды, защиты природы и безопасности атомных реакторов («BMU»), к 2020 г. мировой оборот рынка экологически безопасных технологий, где в настоящее время у ФРГ имеются серьезные конкурентные преимущества, может достичь 2 трлн. евро.

Необходимо подчеркнуть, что в ФРГ реализация намеченных планов и выполнение требований нормативных актов непрерывно контролируется государством, поэтому исполнительская дисциплина всех участников энергетического рынка находится на высоком уровне.

В результате экологическая составляющая энергетической политики Германии является одной из главных движущих сил процесса модернизации энергетики, которая направляет и стимулирует развитие всех ее сегментов, и в первую очередь высокотехнологичных направлений. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 19.04.2012 — Россия: энергетические компании только в 2012 году начинают разрабатывать стратегию управления рисками
• 29.03.2012 — Европейский Союз: энергетика в 2010-2011 гг.
• 19.03.2012 — Беларусь: энергоемкость ВВП за 2011 год снизилась
• 09.03.2012 — Мировой рынок: сотрудничество между Россией и Китаем в энергетической сфере
• 09.03.2012 — Италия: развитие энергетики

Энергоемкость валового внутреннего продукта Беларуси за 2011 г. по сравнению с 2010 г. снизилась на 2,2% при росте ВВП на 5,3%. Об этом сообщили в Национальном статистическом комитете.

Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов в минувшем году сложилось на уровне 40,6 млн. т условного топлива, или 103% к уровню 2010 г. В 2011 г. топливно-энергетические ресурсы республики составили 69,7 млн. т условного топлива и по сравнению с 2010 г. увеличились на 19%, что обеспечено за счет роста импорта энергоресурсов на 22,4%, производства (добычи) первичной энергии — на 7,5%. На внутреннем рынке страны потреблено 58,2% ресурсов, экспортировано — 37,1%. В запасах на 1 января 2012 г. сосредоточено 4,7% топливно-энергетических ресурсов.

Потребление котельно-печного топлива в 2011 г. снизилось по сравнению с 2010 г. на 4,8% и составило 26,7 млн. т условного топлива, из них 3,2 млн. т условного топлива пришлось на население (на 0,8% больше результата 2010 г.). Потребление электрической энергии в минувшем году выросло на 0,5% до 37,5 млрд. кВт-ч. При этом население использовало 6,1 млрд. кВт-ч, что на 3,5% превышает аналогичный показатель 2010 г. Потребление тепловой энергии снизилось в прошедшем году по сравнению с 2010 г. на 4,7% и составило 69 млн. Гкал. Из них 22,3 млн. Гкал потребило население (на 5,1% меньше результата 2010 г.).

В соответствии с прогнозом на 2011 г. снижение энергоемкости ВВП должно было составить минус 6-7%. В 2012 г. в Беларуси прогнозируется снижение энергоемкости валового внутреннего продукта на 3-4% к 2011 г. (БЕЛТА/Энергетика Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в «курилке»

Похожие записи:

• 28.03.2012 — Германия: энергетика в 2001-2010 гг.
• 09.03.2012 — Мировой рынок: сотрудничество между Россией и Китаем в энергетической сфере
• 09.03.2012 — Италия: развитие энергетики
• 09.03.2012 — Франция: энергетика
• 28.02.2012 — Украина: в феврале 2012 года в отечественной энергетике возник небольшой скандал

По оценкам экспертов, итоги визита в Китай российской делегации во главе с премьер-министром В. Путиным превзошли все ожидания. Выход на китайский нефтегазовый рынок позволит России не только диверсифицировать поставки своего газа, но и усилить экономическое и политическое влияние в энергетическом мировом сообществе, добавляют аналитики.

РФ и КНР договорились о поставках российского природного газа в Китай, обсудили возможность поставок сжиженного природного газа (СПГ). Стороны решили расширить сотрудничество в области добычи нефти и ее переработки, в том числе совместно построить нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Китае. Кроме того, РФ предложила поставлять нефтепродукты в КНР по железной дороге.

Главное достижение переговоров — поставки природного газа. Этот вопрос не находил решения в течение нескольких лет. Достигнутое весной 2006 г. соглашение РФ и КНР парафировали только осенью текущего года, поскольку не могли договориться о стоимости газа. Накануне визита В. Путина в Китай «Газпром» и Китайская национальная нефтегазовая корпорация («CNPC») подписали рамочное соглашение об основных условиях поставок природного газа из России в Китай. Соглашение было подписано в присутствии В. Путина и председателя Госсовета КНР Вэнь Цзябао.

По словам главы «Газпрома» А. Миллера, «ценообразование в отношении поставок газа в Китай будет соответствовать принципам международной торговли». Он не раскрыл подробностей этой «интересной статьи соглашения», отметив, что в документ об условиях поставок газа включена формула цены, однако окончательно этот вопрос будет решен при подписании контракта.

Глава «Газпрома» сообщил, что поставки газа в Китай будут осуществляться из ресурсной базы Западной Сибири, а также из Восточной Сибири, Дальнего Востока и с шельфа Сахалина. По словам А. Миллера, западносибирский вариант может быть реализован в короткие сроки, поскольку «Газпром» обладает достаточной ресурсной базой, подготовленными запасами и развитой инфраструктурой.

Что касается восточного направления, то здесь, отметил А. Миллер, необходимы дополнительные мощности по газопереработке, поэтому Россия и Китай изучат возможность создания газохимического и газоперерабатывающего производства, а также вопросы совместного маркетинга на рынке третьих стран и в КНР.

Объем поставок газа в Китай по западному и восточному маршрутам может составить суммарно 70 млрд. куб. м (окончательные объемы поставок будут определены в контракте).

По информации вице-премьера РФ И. Сечина, поставки российского природного газа в Китай могут начаться в 2014- 2015 гг., а соответствующий контракт стороны рассчитывают подписать в июне 2012 г. По словам вице-премьера, также была подписана «дорожная карта» по развитию сотрудничества в газовой сфере, в которой определены все сроки.

В соответствии с этим документом, к началу 2012 г. должны быть согласованы подходы по формуле цены на поставляемый в Китай газ. «Физически поставки начнутся, как только будет определена потребность рынка и построена соответствующая инфраструктура», — сказал он. И. Сечин добавил, что быстрее могут быть начаты поставки газа из Западной Сибири, в том числе с Ямала, а для того чтобы начать поставки из Восточной Сибири, нужно предварительно решить ряд вопросов в сфере газопереработки и газохимии.

Поставки планируется осуществлять с Чаяндинского месторождения, а также, возможно, с Ковыктинского, добавил вице-премьер. Однако лицензия на Ковыктинское месторождение пока не переоформлена на «Газпром» и находится на балансе ТНК  ВР, поэтому начало промышленного освоения месторождения пока откладывается.

«Роснефть» и «СNPC» подписали меморандум о расширении сотрудничества в «upstream» и «downstream». По словам И. Сечина, «Роснефть» договорилась с «CNPC» о реализации совместного проекта строительства НПЗ и сети автозаправочных станций (АЗС) в Китае. Площадка для строительства завода выбрана, а создаваемое совместное предприятие будет иметь возможность сбыта своей продукции через сеть, включающую от 300 до 500 АЗС. Для отгрузки в КНР нефтепродуктов, по словам И. Сечина, можно использовать железнодорожные мощности, которые сейчас задействованы для поставок российской нефти в Китай. В настоящее время строится ответвление от нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), по которому впоследствии будет поступать российская нефть в КНР.

Действие пятилетнего контракта о поставках нефти по железной дороге закончилось в 2010 г., и высвободившиеся мощности железнодорожного транспорта можно использовать для поставок нефтепродуктов в Китай «с некоторых НПЗ», сказал И. Сечин. По его словам, Россия сделала такое предложение КНР, а китайская сторона «это предложение восприняла с интересом».

Договоренности в нефтяной сфере являются частью «пакета соглашений», подписанного в феврале 2009 г., когда обсуждалась возможность строительства нефтехимического комплекса в Китае. Президент «Роснефти» С. Богданчиков в сентябре объявил, что компания уже подготовила технико-экономическое обоснование НПЗ и направила его на госэкспертизу обеим странам. РФ и Китай договорились о долгосрочных поставках российской нефти (Россия в течение 20 лет будет поставлять в Китай по 15 млн. т нефти в год) в обмен на предоставление кредита для «Роснефти» и «Транснефти», часть которого в $25 млрд. ($15 млрд. — для «Роснефти», $10 млрд. — для «Транснефти») обе компании уже получили.

И. Сечин сообщил, что, кроме нефтегазовой сферы, Россия и Китай обсуждают возможность совместного строительства электростанций, прежде всего работающих на угле. Он добавил, что в связи с этим Россия наращивает поставки угля в Китай, и в текущем году их объем достигнет $1 млрд. Он также отметил, что уже начаты поставки электроэнергии из РФ в северные районы Китая, и сотрудничество двух стран в сфере электроэнергетики в целом развивается неплохо.

В этой связи вице-премьер сообщил, что «Атомстройэкспорт» и Китайская корпорация по атомной энергетике подписали протокол об участии российской компании в строительстве второй очереди Тяньваньской АЭС в Китае. Первый и второй блок этой станции Россия сдала в эксплуатацию КНР в сентябре. Также достигнуто соглашение о совместной работе по проекту реактора «БН800″. Строительство второй очереди предполагает сооружение двух энергоблоков мощностью 1,6 тыс. МВт каждый.

Тяньваньская АЭС построена по усовершенствованному российскому проекту и является самой безопасной среди действующих в КНР станций. В сентябре 2009 г. «Атомстройэкспорт» (проектировщик и застройщик проекта) и Цзянсуская ядерная энергетическая корпорация («JNPC») подписали соответствующие протоколы переговоров по вопросам окончательной приемки 1-го и 2-го блоков станции мощностью 1060 МВт. Соглашение о строительстве Тяньваньской АЭС было подписано в 1997 г. Первая очередь АЭС включает два энергоблока.

По мнению экспертов, работа над строительством Тяньваньской АЭС в целом выгодна для России, учитывая предполагаемые высокие темпы развития атомной отрасли в КНР.

Эксперты неоднозначно оценили достигнутые соглашения в газовой сфере. Большинство аналитиков сомневаются, что «Газпрому» удастся в короткие сроки решить вопрос транспортировки природного газа в Китай, поскольку газопровода пока нет даже в проекте. Старший аналитик ИФК «Метрополь» А. Назаров отмечает, что в Восточной Сибири, откуда должна поступать половина газа, нет ни необходимой добывающей инфраструктуры, ни первичных газоперерабатывающих мощностей. «Кроме того, нужно строить газопровод, по протяженности аналогичный нефтепроводу ВСТО. А это очень дорогая и долгосрочная постройка», — заметил он.

По словам ведущего аналитика ФК «Уралсиб» В. Мишнякова, практически весь газ из Западной Сибири в настоящее время направляется в европейские страны, «и в связи с поставками газа в Китай можно ожидать пересмотра долгосрочных контрактов с Европой». По мнению эксперта, это положительный момент, заключающийся в диверсификации поставок российского газа.

В рамках визита подписано соглашение о создании суперверфи во Владивостоке с использованием совместных инвестиций России и китайско-сингапурской компании. Общий объем инвестиций в проект составит $200 млн. Наиболее важным является проект создания 20-тысячетонного крана, который оптимизирует возможности строительства нефтегазовых площадок, в том числе на море.

Как сообщил вице-премьер РФ А. Жуков, в ходе российско-китайского экономического форума, прошедшего в рамках визита, были подписаны соглашения и контракты на $3,5 млрд., в том числе кредитное соглашение между «ВЭБ» и Госбанком развития Китая на $500 млн. и базовое кредитное соглашение между «ВТБ» и Сельскохозяйственным банком Китая о предоставлении кредитной линии в $500 млн.

Кроме того, были подписаны следующие соглашения: о строительстве завода в Липецкой области (объем инвестиций — $180 млн.), предоставлении кредита на строительство цементного завода в Пензенской области ($52,34 млн.), между АФК «Система», «Bank of China» и «ZTE Corporation» — о финансировании совместных проектов ($200 млн.), строительстве цементных заводов в Иркутской области ($97 млн.) и Дагестане ($300 млн.), завода по производству энергосберегающих ламп в Белгородской и Кировской областях (по $40 млн.), моста через Волгу в Ярославле ($300 млн.), международного торгово-выставочного центра в Екатеринбурге ($630 млн.), стекольного завода в Удмуртии (115 млн. евро), о проекте совместного освоения железорудного месторождения в населенном пункте Кимкан в Еврейской автономной области ($380 млн.) и др. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в «курилке»

Похожие записи:

• 19.03.2012 — Беларусь: энергоемкость ВВП за 2011 год снизилась
• 09.03.2012 — Италия: развитие энергетики
• 09.03.2012 — Франция: энергетика
• 28.02.2012 — Украина: в феврале 2012 года в отечественной энергетике возник небольшой скандал
• 28.02.2012 — Украина: Кабинет министров утвердил перечень объектов ТЭК, которые могут предоставляться в концессию

Важно учитывать, что в энергетике стране существуют две основные системные проблемы: перекос энергобаланса в сторону углеводородных источников энергии (доля угля, природного газа и нефтепродуктов близка к 80%) и высокая зависимость от внешних рынков, поскольку импорт углеводородов обеспечивает 81-86% внутреннего спроса.

Для снижения остроты этих факторов, а также согласно основным руководящим документам ЕС и национальных нормативных актов в энергетической и экологической сферах страна обязалась снизить выбросы СО2 на 14% по сравнению с аналогичным показателем 2005 г. и увеличить до 17% долю ВИЭ в энергобалансе страны (в 2009-2010 гг. -  примерно 11%).

Современный уровень использования ВИЭ (на рубеже первого и второго десятилетий нового века) в секторе электрогенерации позволяет вырабатывать примерно 25% электроэнергии (в 2010 г. — 75,27 ТВт-ч).

Анализируя представленную структуру производства электроэнергии на базе ВИЭ, можно сделать вывод, что к основному неуглеводородному источнику относится энергия воды (ГЭС), доля которого находится на уровне 67%, затем следует биомасса — 13%, энергия ветра — 11%, геотермальная энергия — 7% (в стране эксплуатируется 3 геотермальных электростанции), а солнечная энергетика находится на начальном этапе развития — 2%.

Следует отметить, что в настоящее время Италия взяла курс на ослабление стимулирования солнечной энергетики, что вызвано общими тенденциями энергетического рынка Евросоюза. В этом году вступил в силу новый национальный закон «Conto Energia III», разработанный в соответствии с требованиями нормативных документов ЕС, в частности, Directive 2009/28/EC. До этого в переходный период (около 14 месяцев) действовал закон «Conto Energia II».

Новый законодательный акт определяет два типа фотогальванических устройств: «установленные на крыше зданий» («rooftop») и «прочие системы», и устанавливает порядок снижения ставок льготных тарифов, по которым электроэнергия поставляется в национальную энергосеть («feed-in tariffs» — «FiTs»).

В первые четыре месяца уменьшение «FiTs» для неинтегрированных ФУ мощностью до 5 МВт составило в среднем 9,3%, а мощностью 5 МВт и более — 14,2% по сравнению с ранее действовавшими ставками. Для солнечных батарей, размещенных на крышах зданий, данный показатель уменьшился на 4,75-13,28% (до 0,362-0,297 евро/кВт-ч) в зависимости от типа ФУ.

Предполагается, что в 2011-2012 гг. понижение ставок «FiTs» будет проводиться каждые 4 месяца, при этом для категории «прочие системы» ежегодное уменьшение достигнет 6%, для «rooftop» — 2%. Кроме того, новый закон ограничил суммарную установленную мощность национальных ФУ, которая для неинтегрированных систем составила  3ГВт, встроенных ФУ — 200 МВт. Следует отметить, что в этом году закон дает право провести ревизию солнечных батарей, размещенных на крышах зданий, с целью уточнения их технических характеристик (типа, установленной мощности и др.).

В долгосрочной перспективе, согласно государственному плану, энергия воды и геотермальная энергия не получат серьезного расширения ввиду высокой степени задействования их природного потенциала и иных ограничений, а основной вектор развития будут определять два типа ВИЭ — энергия ветра и солнца.

В настоящее время реализация проектов в национальной сфере ВИЭ затруднена из-за общеевропейских экономических проблем, поэтому приток капиталовложений в этот сектор находится на низком уровне. В среднесрочной и долгосрочной перспективах для привлечения соответствующих инвестиций правительство страны намерено увеличивать торговлю «зелеными» сертификатами, вводить поэтапное регламентирование структуры выработки и потребления энергии (квотирование), предоставлять различные льготы предприятиям сектора и использовать другие механизмы, в том числе в рамках общеевропейских программ.

Наряду с расширением использования ВИЭ другими важными направлениями развития и модернизации энергетики страны являются повышение энергоэффективности и снижение энергозатрат. С этой целью уже в 2001 г. в оборот были введены «белые» сертификаты, которые призваны стимулировать уменьшение потребления первичной энергии хозяйствующим субъектами. Вторым важным шагом стали изменения отраслевых стандартов и в первую очередь в строительстве (декреты 192/2005 и 311/2006). В 2008-2010 гг. в сегменте нового жилья было сдано в эксплуатацию 827 тыс. квартир, из которых примерно 30% соответствовали новым требованиям.

В промышленности была принята программа «Industria 2015″, предусматривающая создание и производство высокоэффективных машин, оборудования и материалов.

Что касается развития атомной энергетики, то подобные планы правительством не рассматриваются ввиду высокого уровня недоверия к этому сектору, вызванного трагедией на АЭС «Фукусима» в Японии.

В ведущих экономиках ЕС, при сравнении тарифов на электроэнергию по состоянию на 2010 г., явно просматривается лидерство Франции, энергетика которой базируется на относительно дешевой атомной энергии. Тем не менее по основному ряду позиций Италия успешно конкурировала с Испанией и ФРГ, предоставляя конечным потребителям электроэнергию по более низким ценам.

В 2010 г. в Италии объем торгов электроэнергией увеличился на 1,6% и составил 318,6 ТВт-ч (в 2009 г. было зафиксировано снижение на 6,7%), из них внутреннего производства — 269,8 ТВт-ч (рост на 2,5%), а 48,8 ТВт-ч было импортировано (на 3,1% больше, чем в 2009 г.).

В стране действует национальная энергетическая биржа «Italian Power Exchange» («IPEX»). В 2010 г. через каналы «IPEX» было продано 199,5 ТВт-ч электроэнергии (на 6,4% меньше, чем в 2009 г.); средние цены покупки («PUN») увеличились на 40 евроц. (на 0,6% к уровню 2009 г.) и составили 64,12 евро/МВт-ч, что объясняется ростом мировых цен на углеводороды. Таким образом, разница между «PUN» итальянской биржи и соответствующим показателем других крупнейших европейских энергетических бирж снизилась до 20 евро/МВт-ч (в 2007 г.  — более 32, в 2009 г. — 24).

Анализ структуры цены на электроэнергию в секторе частных домовладений и малых предприятий показывает, что соответствующие резиденты ФРГ были обременены более высокими налогами и сборами, которые в сумме составили 33-45% стоимости 1 кВт-ч электроэнергии (в зависимости от объема потребления), во Франции и Италии данный показатель находился в пределах 20-25%, а в Испании он был наименьшим и одинаковым для всех типов потребителей — 19,4% цены брутто.

Стоимость электроэнергии была самой высокой в ФРГ и Италии (37-22 евроц./кВт-ч). Наиболее низким данный показатель оставался во Франции (23-11 евроц./кВт-ч), причем в сегментах, где потребление превысило 5 кВт-ч в год, он был более чем в два раза ниже, чем в ФРГ и Италии и примерно на 1/3 меньше, чем в Испании.

Примерно аналогичная ситуация складывалась в промышленном секторе. Для этой категории потребителей доля налогов и сборов была наибольшей в ФРГ — 36-44%, затем следовали Италия (26-34%) и Франция (23-26%), а в Испании она оставалась такой же, как и для частного сектора — 19,4%, за исключением крупнейших потребителей (более 150 тыс. МВт-ч в год), для которых она составила 35,7%.

Наиболее дорогая электроэнергия отпускалась предприятиям Германии и Италии (29-11 евроц./кВт-ч), дешевая — компаниям Франции (14,5-6,5 евроц./кВт-ч), испанский промышленный сектор занимал промежуточное положение (22-10 евроц./кВт-ч).

Для крупных предприятий с потреблением 70-150 тыс. МВт-ч электроэнергии в год значительное конкурентное преимущество имели французские и испанские фирмы, для которых цена 1 кВт-ч была почти на 40% ниже, чем аналогичный показатель в Италии и ФРГ. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в «курилке»

Похожие записи:

• 19.03.2012 — Беларусь: энергоемкость ВВП за 2011 год снизилась
• 09.03.2012 — Мировой рынок: сотрудничество между Россией и Китаем в энергетической сфере
• 09.03.2012 — Франция: энергетика
• 28.02.2012 — Украина: в феврале 2012 года в отечественной энергетике возник небольшой скандал
• 28.02.2012 — Украина: Кабинет министров утвердил перечень объектов ТЭК, которые могут предоставляться в концессию

Франция входит в число 10 крупнейших стран — потребителей электроэнергии. В 2010 г., по данным компании «RTE», потребление электроэнергии в стране выросло на 5,5% по сравнению с 2009 г. и достигло рекордных 513 ТВт-ч, что, по мнению экспертов, было вызвано оживлением общехозяйственной конъюнктуры, а также климатическими условиями (холодной зимой 2009/2010 г.).

Некоторые данные экономического развития Франции

	2010 г.*	2011 г.**	2012 г.**
ВВП
Удельный вес ВВП на душу населения, евро	29918	30316	…
Прирост ВВП, %	1,5	1,8	2,0
Население, млн. чел.	64,7	65,0	65,4
Инфляция, %	1,6	1,7	1,3

* — оценка; ** — прогноз. Источник: «Gtai».

Стратегия Франции в сфере энергетики, которая является важнейшим звеном ее экономики, включает ряд задач, в том числе обеспечение внутренних энергетических потребностей в полном объеме, стабильность и надежность энергоснабжения, конкурентоспособность, экологичность и сбалансированность.

Одной из основных целей правительства Франции является повышение энергоэффективности, для чего к 2020 г. планируется сократить энергопотребление зданий как минимум на 38%, а планы в области строительства предполагается разрабатывать с учетом модернизации теплоизоляционных систем зданий и сооружения новых энергосберегающих зданий. Для выполнения поставленной цели была создана соответствующая программа, включающая ряд мер, в том числе введение энергосберегающих стандартов (в конце 2010 г. — для новых государственных зданий, в 2012 г. — для новых жилых зданий), осуществление ремонтных работ по повышению энергосбережения имеющихся государственных зданий и предоставление беспроцентного «экозайма» для модернизации теплоизоляционных систем частных домов и квартир. Новая программа также предусматривает предоставление сниженной ставки НДС (5,5% против стандартных 18,6%) на установку, техническое обслуживание и модернизацию домов и квартир, налоговых льгот, позволяющих вычесть часть стоимости ремонтных работ, связанных  с повышением энергосбережения жилья, из декларации о доходах, а также увеличение налоговых льгот до 40% при выплате процентов при покупке энергосберегающего жилья.

Итогом работы над реформированием энергетического рынка стал закон («NOME»), вступивший в силу 1 июля 2011 г., в соответствии с которым крупнейший поставщик электроэнергии «EdF» вынужден продавать около 25% своей выработки конкурентам, что делает рынок электроэнергии открытым и приближает его к европейским стандартам. Оптимальный ценовой уровень при этом с 1 июля 2011 г. составляет 40 евро/МВт-ч, а с 1 января 2012 г. — 42 евро/МВт-ч.

Учитывая низкую стоимость производства электроэнергии и наличие крупных производственных мощностей, Франция уже в течение многих лет является экспортером электроэнергии. Сальдо внешнеторгового баланса отрасли положительное. Согласно данным «RTE», в январе 2011 г. оно достигло рекордных 13,887 тыс. МВт. В 2010 г. по сравнению с 2009 г. экспорт электроэнергии вырос на 53,5%, а после того, как в январе 2010 г. этот показатель составил 397 ГВт-ч, в январе 2011 г. он достиг 3,826 тыс. ГВт-ч.

Некоторые показатели энергетической отрасли Франции за 2009 г.

Потребление электроэнергии, млн. т н. э.	259
Доля возобновляемых источников энергии в суммарной выработке электроэнергии, %	6,2
Изменение потребления электроэнергии к 2008 г., %	94,8
Импорт электроэнергии, млн. т н. э.	131
Производство электроэнергии, ТВт-ч	542
В том числе, %
На базе угля, нефти, газа	11,4
С использованием атомной энергии	75,6
На базе ВИЭ	13
Энергия воды	11,5
Энергия ветра	1,4
Энергия солнца	0,03
Другие источники энергии	0,07
Изменение производства электроэнергии к уровню 2008 г., %	94,4
Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования в 2008 г., ГВт	146,6
На базе ископаемого топлива	25,6
АЭС	63,3
На базе ВИЭ	28,9
ГЭС	25,4
Ветроэнергетические установки	3,4

Источники: «Service de l`оbservation et des statistiques», «IEA».

За последние 50 лет во Франции была проведена радикальная модернизация энергетической сферы, в результате которой страна, использовавшая в качестве основного энергоносителя уголь, перешла на нефть и газ, а после кризиса на нефтяном рынке в 1973-1979 гг., когда цены на нефть резко выросли, — на атомную энергетику, которая в настоящее время наряду со сферой возобновляемых источников энергии является приоритетным направлением развития отрасли. По объему электроэнергии, производимой на АЭС, Франция занимает второе место в мире после США. Суммарная мощность 58 эксплуатируемых в стране АЭС (число занятых на которых составляет 200 тыс. человек) находится на уровне 390 ТВт-ч, что соответствует почти 80% произведенной в стране энергии (средний мировой показатель доли АЭС — 16%).

После аварии на японской АЭС «Фукусима-1″ в марте 2011 г., которая повлекла за собой решение Германии, Бельгии и Швейцарии о сворачивании программ по атомной энергетике, французская общественность разделилась на сторонников и противников использования этого вида энергии. Однако президент Франции Н. Саркози заявил, что не намерен сокращать число АЭС в стране. По словам генерального директора концерна «EdF», эксплуатирующего французские АЭС, А. Проглио, решение об отказе от атомной энергетики «приведет к увольнению 400 тыс. человек, напрямую или косвенно связанных с атомной отраслью, а также 500 тыс. работников энергоемких производств, расположенных на территории Франции, таких, как, например, алюминиевые заводы». Таким образом, учитывая еще 100 тыс. человек, которых можно было бы трудоустроить при дальнейшем развитии атомной энергетики, «около

1 млн. человек рискуют остаться без работы, что приведет к снижению ВВП Франции на 0,5-1%». Также в случае отказа французскому правительству придется вложить около 400 млрд. евро в обновление энергетических мощностей тепловых станций, что «неизбежно приведет к увеличению расценок на электроэнергию в два раза».

К числу наиболее острых относится вопрос о закрытии самой старой во Франции АЭС «Fessenheim», расположенной в департаменте Верхний Рейн и введенной в эксплуатацию, как и «Фукусима 1″ в Японии, в 1977 г. Перед тем, как принять окончательное решение, агентство по атомной безопасности Франции «ASN», которое только в 2010 г. провело 800 проверок действующих АЭС, с 17 октября 2009 г. по 24 марта 2010 г. осуществило 12 инспекций на АЭС «Fessenheim», в результате которых приняло решение о продлении на 10 лет срока эксплуатации первого реактора станции. По словам руководителя «ASN» А.-К. Лакосте, старейшая из действующих во Франции атомных энергоустановок будет «пригодна к эксплуатации в течение еще 10 лет, если будут выполняться предписания надзорного органа». Общая потребность страны в уране, основными поставщиками которого являются Австралия, Канада, Нигер и Намибия, составляет 8 тыс. т ежегодно. К ведущим предприятиям отрасли относится концерн «Areva», основным пакетом акций которого (78,9%) владеет Комиссариат по атомной энергии и альтернативным источникам («CEA»). Другими акционерами «Areva» являются концерн «EdF» (его деятельность охватывает все стадии производства, передачи и реализации электроэнергии и природного газа), а также энергетические компании «GdF Suez» и «Alstom».

Объем внутренней добычи угля, нефти и газа во Франции очень мал. Каменный уголь в течение долгого времени был основным энергоносителем, при этом его добыча постоянно росла, достигнув в 1958 г. рекордных 60 млн. т, однако затем она стала постепенно снижаться. В 2002 г. добыча составила 2,1 млн. т, а в настоящее время производство угля в промышленных масштабах полностью приостановлено. К концу 2000-х годов доля угля в энергобалансе не превышала 2% (за счет импортируемого сырья).

Разведанные запасы нефти составляют около 122 млн. т (в России в 2010 г. общий объем добычи превысил 500 млн. т). Таким образом, ввиду недостатка собственных запасов внутренний спрос на нефть обеспечивается за счет импорта: в 2009 г. примерно 29% нефти поступило из СНГ, 29% — из Африки, 22% — из стран Ближнего и Среднего Востока, 20% — с шельфовых месторождений Северного моря. К числу основных стран-экспортеров нефти во Францию относятся Россия (14,6%), Норвегия (13,2%), Казахстан (13,1%) и Ангола (11%). Начиная с 1999 г. импорт нефти достигает 80-86 млн. т в год. Внутреннее производство составляет около 1 млн. т в год. В настоящее время в суммарном производстве электроэнергии доля нефти как энергоносителя для выработки электроэнергии находится на уровне 32%.

Природный газ добывается во Франции с 1940-х годов, когда он был одним из основных источников электроэнергии. Когда его производство сократилось из-за выработки месторождений, основная часть внутренних потребностей стала обеспечиваться за счет импорта (в среднем 10 млн. т в год). Основными экспортерами газа во Францию являются Норвегия, Алжир, Нигерия и Россия.

В настоящее время правительство Франции проводит политику по внедрению возобновляемых источников энергии, целью которой является к 2020 г. повысить до 23% их долю в общем объеме производства первичной энергии. В связи с этим занятость в этой сфере возросла с 40 тыс. человек в 2006 г. до 75 тыс. в 2010 г. По данным исследования, проведенного в феврале 2011 г., примерно 97% жителей страны положительно относятся к внедрению альтернативных источников энергии, а солнечную энергетику относят к числу наиболее предпочтительных, при этом 60% из них проявили готовность к оплате более высоких тарифов на электроэнергию при переходе на ВИЭ.

В 1946-1970 гг. во Франции действовала широкая инвестиционная программа строительства ГЭС, но в 1980-е годы строительство новых ГЭС было прекращено. В настоящее время доля электроэнергии, вырабатываемой с их использованием, составляет около 12%.

Объем энергии, полученной из биомассы, в 2010 г. составил 1,1 тыс. МВт. К 2020 г. правительство Франции планирует увеличить этот показатель до 3 тыс., объясняя выгоду этого вида энергоресурса тем, что деньги, выплаченные генерирующими предприятиями за сырье, остаются в регионе, способствуя тем самым его дальнейшему экономическому развитию.

В стране в различной степени представлены практически все имеющиеся в мире технологии получения «зеленой» энергии, но лидирующими по отдаче и инвестициям являются проекты в ветровой и солнечной энергетике. Франция является четвертым по величине рынком ветровой энергетики в Европе после Германии, Испании и Италии. В 2010 г. суммарная мощность 35 ВЭУ составила 5,7 ГВт (в 2009 г. — 4,7 ГВт). Правительство Франции намерено увеличить этот показатель к 2012 г. до 11,5 ГВт, а к 2020 г. — до 25 ГВт. Число занятых в отрасли, как ожидается, возрастет с 7 тыс. в 2008 г. до 16 тыс. в 2012 г. Основными производителями ветрового оборудования являются «Areva» («Multibrid»), «Alstom» («Ecotecnia»), «EdF EN», «EADS» и «Vergnet».

В последние годы отмечается бурное развитие рынка солнечной энергетики. По данным европейской ассоциации фотоэлектрической индустрии «EPIA», суммарная мощность солнечных установок возросла с 87 МВт в 2008 г. до 306 МВт в 2009 г. и 1025 МВт в 2010 г. Суммарная мощность установок менее 3 кВт составляет 337 МВт, от 3 до 36 кВт — 140 МВт, от 36 до 250 кВт — 174 МВт и от 5 до 12 МВт — 62 МВт. Наибольшее число солнечных батарей сконцентрировано в регионе Средиземноморья (205 МВт), на западе (156 МВт) и юго-западе страны (152 МВт), а также в  регионах Рона — Альпы и  Бургундия (114 МВт), где осуществляются основные проекты ведущих предприятий отрасли, в том числе «EdF EN», «GDF Suez», «Solar Euromed», «Solaire Durance» и «Voltalia».

Масштабные дотации государства в солнечную энергетику привели к буму в этой сфере. В конце 2010 г. в стране был введен мораторий на проекты отрасли, при реализации которых используются импортные комплектующие, основной целью которого является введение защитного барьера на пути ввоза дешевых китайских солнечных модулей. По словам министра окружающей среды, транспорта и экологии Н. Костюшко-Моризе, «мы работаем для создания рабочих мест во Франции в сфере альтернативной энергетики». Результат введения моратория — сокращение занятости в отрасли c 25 до 20 тыс. человек, что послужило одной из причин приостановки реализации многих проектов.

В 2010 г. в ЕС по степени развития солнечной энергетики Франция занимала 5-е место после ФРГ, Испании, Италии и Чехии.

Суммарная установленная мощность фотогальванических установок в ЕС, МВт

	2009 г.			2010 г.
	в общей силовой сети	автономные ФГУ	всего	в общей силовой сети	автономные ФГУ	всего
Всего	16159,8	144,6	16304,4	29173,2	154,4	29327,7
ФРГ	9914,0	45,0	9959,0	17320,0	50,0	17370,0
Испания	3418,0	20,1	3438,1	3787,0	21,1	3808,1
Италия	1144,0	13,4	1157,4	3465,0	13,5	3478,5
Чехия	462,9	0,4	463,3	1952,7	0,4	1953,1
Франция	306,0	29,2	335,2	1025,0	29,3	1054,3
Бельгия	574,0	0	574,0	787,4	0,1	787,5
Греция	48,2	6,8	55,0	198,5	6,9	205,4
Словакия	0,1	0,03	0,2	143,7	0,1	143,8
Португалия	99,2	3,0	102,2	127,7	3,1	130,9
Австрия	48,9	3,6	52,6	99,0	3,6	102,6
Нидерланды	62,5	5,0	67,5	91,9	5,0	96,9
Великобритания	27,8	1,7	29,6	72,8	2,0	74,8
Словения	8,9	0,1	9,0	36,2	0,1	36,3
Люксембург	26,4	0	26,4	27,3	0,0	27,2
Болгария	5,7	0,04	5,7	17,2	0,04	17,2
Швеция	3,6	5,2	8,8	4,6	5,5	10,1
Финляндия	0,2	7,5	7,7	0,2	9,5	9,7
Дания	4,0	0,5	4,6	6,3	0,7	7,1
Кипр	2,7	0,6	3,3	5,6	0,7	6,2
Румыния	0,2	0,4	0,6	1,3	0,6	1,9
Польша	0,3	1,1	1,4	0,5	1,3	1,8
Венгрия	0,5	0,2	0,7	1,5	0,3	1,8
Мальта	1,5	0	1,5	1,7	0	1,7
Ирландия	0,1	0,5	0,6	0,1	0,5	0,6
Литва	0	0,1	0,1	0,0	0,1	0,1
Эстония	0	0,1	0,1	0	0,1	0,1
Латвия	0	0,005	0	0	0	0

Источник: «Eurobserver», April 2011.

Согласно прогнозу «EPIA», в 2011 г. новые установленные мощности составят 1- 1,25 ГВт, а в 2012 г. — 600-800 МВт. Весной 2011 г. вступили в силу новые льготные тарифы (в среднем ниже на 20%) для использования солнечных батарей. Наряду с этим было введено ограничение новых установленных мощностей, в соответствии с которым для батарей мощностью менее 36 кВт, установленных на жилых сооружениях, образовательных и медицинских учреждениях, а также батарей мощностью менее 100 кВт на других общественных зданиях, оно не должно превышать 100 МВт, для установок мощностью 100-250 кВт — не более 120 МВт, а для оборудования мощностью более 250 кВт — 160 МВт в год. В 2012 г. правительство намерено пересмотреть ограничение.

Рынок солнечной энергетики во Франции, МВт

	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Всего	41	87	306	1025
Новые установленные мощности	11	46	219	719

Источник: «EPIA».

К числу крупнейших проектов отрасли относится строительство энергетическим гигантом «EDF EN» крупнейшей в мире фотогальванической солнечной электростанции на бывшей базе ВВС НАТО (мощность — 143 МВт, обслуживающий персонал — 15 человек, стоимость — примерно 434 млн. евро). Начало эксплуатации объекта намечено на 2012 г.; реализация данного проекта позволит увеличить СУМ ФГУ страны в 4 раза.

Компания «GDF Suez», владеющая солнечным парком мощностью 33 МВт в Альпах Верхнего Прованса, объявила о реализации еще 4 проектов суммарной мощностью 14,7 МВт, а «Voltalia» -  о строительстве парка мощностью 104 МВт в Провансе.

Отраслевой союз «SER-Soler» объединяет около 200 предприятий, занятых в производстве, исследовательских разработках, монтажных работах и других секторах отрасли. Выпуск фотогальванических модулей, ведущими производителями которых являются компании «Photowatt», «Tenesol», «Fonroche Energie», «Sunland 21″ и «PV Alliance», в 2010 г. увеличился почти в 2 раза — до 450 МВт по сравнению с аналогичным показателем 2009 г. К числу основных проблем отрасли относится рост конкуренции со стороны азиатских стран. Производитель «Photowatt», являющийся дочерней компанией канадской «ATS», в январе 2011 г. объявил о намерении уволить около 1/3 сотрудников (штат -  534 человека), а производство перебазировать в Польшу.

Американская компания «First Solar» совместно с «EDF EN» планирует строительство завода по производству солнечных тонкослойных модулей в Аквитании (число занятых — 300 человек, годовая производительность — 100 МВт, стоимость проекта -  90 млн. евро), а компания «Voltec Solar» в 2010 г. осуществила ввод в эксплуатацию завода по производству фотогальванических модулей с числом занятых 200 человек.

Ряд немецких предприятий имеет филиалы на юге Франции, в том числе «Beck Energy» (монтаж фотогальванических проводов и кабелей), «Alfasolar» (производство солнечных модулей), «Wirsol» (строительство солнечных парков) и «Entrason» (производство солнечных модулей). Компания «Bosch» в мае 2011 г. объявила о намерении к 2012 г. переориентировать завод, выпускающий дизельные помпы, на производство солнечных модулей (годовой мощностью 150 МВт).

В 2011 г. один из крупнейших в мире концерн «Total» согласился купить 60% акций американской энергетической фирмы «SunPower» за $1,4 млрд., что стало самой крупной сделкой нефтяной компании, которая инвестировала средства в солнечную энергетику.

Франция уделяет значительное внимание развитию сферы энергоэффективности. Соответствующий широкомасштабный план в национальном транспортном секторе был принят в сентябре 2009 г., когда правительство страны заявило о начале реализации 10-летней программы стоимостью 2,5 млрд. евро по модернизации автомобильной промышленности и расширению использования электрических транспортных средств, которая предусматривает:

ввод в эксплуатацию в 2010 г. первых электроподзарядных станций;

создание соответствующей инфраструктуры при проведении модернизации транспортных систем городов страны;

помощь университетам, учредившим программы по разработке конструкций АКБ;

закупку 100 тыс. электромобилей для государственных нужд в период до 2015 г.;

выплату субсидий потребителям в 5 тыс. евро при покупке электромобиля;

обеспечение возможностей для подзарядки электромобилей с использованием стандартных разъемов в частных домовладениях;

обязательное оборудование с 2012 г. зарядными постами всех новых зданий, имеющих автомобильные стоянки, а также уже имеющихся офисных центров;

снижение бюрократических барьеров при развитии данной сферы, убеждение местных властей в необходимости содействия при создании зарядных станций;

применение единых европейских стандартов для зарядных устройств электромобилей;

содействие в расширении мощностей по утилизации и переработке использованных аккумуляторных литий-ионных батарей.

Выделяемые из бюджета финансовые средства предполагается направить на стимулирование производства электромобилей, выплату компенсаций автовладельцам при покупке энергоэффективных ТС, а также модернизацию инфраструктуры, поскольку в ближайшие 5 лет намечено строительство 1 млн. зарядных пунктов; к 2020 г. данный показатель может вырасти до 4 млн. Согласно прогнозу аналитиков, в 2010 г. на внутреннем рынке страны доля электромобилей достигнет 16% суммарного числа реализованных ТС, а в 2025 г. — 27%.

В стране разработками электромобилей занимаются альянс «Renault — Nissan», группа «PSA» («Peugeot — Citroen»), компания «Bollore» и ряд других. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в «курилке»

Похожие записи:

• 19.03.2012 — Беларусь: энергоемкость ВВП за 2011 год снизилась
• 09.03.2012 — Мировой рынок: сотрудничество между Россией и Китаем в энергетической сфере
• 09.03.2012 — Италия: развитие энергетики
• 28.02.2012 — Украина: в феврале 2012 года в отечественной энергетике возник небольшой скандал
• 28.02.2012 — Украина: Кабинет министров утвердил перечень объектов ТЭК, которые могут предоставляться в концессию

«Коммерсант» сообщил о том, что Евросоюз приостанавливает программы бюджетной поддержки, в рамках которых Киеву выделялось безвозмездное финансирование в объеме 160 млн. евро. Причиной такой приостановки стала, по версии вышеупомянутого издания, судьба… средств первого транша. Один из чиновников Еврокомиссии рассказал: «В сентябре прошлого года мы перевели 31 млн. евро, которые должны были пойти на программы энергосбережения… [...]

Это стоит обсудить в «курилке»

Кабинет министров Украины постановлением №71 от 11 января 2012 г. утвердил перечень объектов топливно-энергетического комплекса права государственной собственности, которые могут предоставляться в концессию. Соответствующие постановление опубликовано в издании «Урядовый курьер».

Объекты, которые могут предоставляться в концессию:

Обособленное подразделение шахта «Бужанская»,

Обособленное подразделение «Шахта им. Челюскинцев»

Обособленное подразделение «Шахта» Октябрьский рудник «,

Обособленное подразделение «Шахта им. Егора Трофимовича Абакумова2,

Обособленное подразделение «Шахта им. Михаила Ивановича Калинина»,

Обособленное подразделение «Шахта» Южнодонбасская №3 им. Николая Сафоновича Сургая «

Обособленное подразделение «Шахта» Трудовская «

Обособленное подразделение «Шахта им. Александра Александровича Скочинского»,

Техническая единица «Шахта» Щегловская-Глубокая «,

Техническая единица «Шахта» Коммунарская «,

Государственное предприятие «Шахтоуправление «Южнодонбасское№ 1 «

Обособленное подразделение «Шахта» Чайкино «

Обособленное подразделение «Шахта им. В. М. Бажанова»,

Обособленное подразделение «Шахта «Холодная Балка «,

Обособленное подразделение «Ордена Трудового Красного Знамени шахтоуправления им. В. И. Ленина»,

Техническая единица «Шахта»Калиновская-восточная»

Обособленное подразделение «Шахта» Бутовська»

Обособленное подразделение «Шахта им. С. М. Кирова»,

Обособленное подразделение «Шахта» Ясиновская -Глубокая»,

Обособленное подразделение «Шахта» Северная»,

Обособленное подразделение «Шахта» Центральная»,

Обособленное подразделение «Шахта» Стаханова»,

Обособленное подразделение «Шахта» Димитрова»,

Государственное предприятие «Угольная компания» Краснолиманская»,

Обособленное подразделение «Шахта»Курахивська»

Обособленное подразделение «Шахта 1-3″Новогродивська»

Обособленное подразделение «Шахта»Россия»,

Обособленное подразделение «Шахта»Украина»,

Структурное подразделение «Шахта им. М. И. Калинина»,

Структурное подразделение «Ордена Трудового Красного Знамени шахта им. К. А. Румянцева»,

Структурное подразделение «Шахта им. В. И. Ленина»,

Структурное подразделение «Шахта им. А. И. Гаевого»,

Обособленное подразделение «Шахта им. Ф. Э. Дзержинского»,

Обособленное подразделение «Шахта «Северная»

Обособленное подразделение «Шахта «Торецкая»,

Структурное подразделение «Шахта»Енакиевская»

Структурное подразделение «Шахта им. Карла Маркса»,

Структурное подразделение «Шахта «Полтавская»,

Структурное подразделение «Шахта «Углегорская»

Структурное подразделение «Шахта» Булавинская»,

Структурное подразделение «Шахта» Ольховатская»,

Обособленное подразделение «Шахта»Иловайская «

Обособленное подразделение «Шахтоуправление им. 17 партсъезда»,

Обособленное подразделение «Шахта № 17″,

Обособленное подразделение «Шахта» Шахтерская-Глубокая»,

Обособленное подразделение «Центральная обогатительная фабрика» Шахтерская «,

Обособленное подразделение «Шахтоуправление им. Л. И. Латугина»

Обособленное подразделение «Шахта Прогресс»,

Техническая единица «Шахта «Заря»,

Обособленное подразделение шахтоуправления «Луганское»,

Обособленное подразделение «Шахта «Лутугинский»

Обособленное подразделение «Шахта «Черкасская»,

Обособленное производственное подразделение «Шахта «Никанор-Новая»,

Обособленное подразделение шахта «Фащивська»

Обособленное подразделение «Шахта им. ХIX съезда КПСС»,

Обособленное подразделение «Шахта «Вергелевская»,

Обособленное подразделение «Шахта «Тошкивська»

Обособленное подразделение шахта «Горный»,

Обособленное подразделение шахта «Золотое»,

Обособленное подразделение шахта «Карбонит»

Обособленное подразделение шахта «Ломоватская»,

Обособленное подразделение шахта «Первомайская»,

Обособленное подразделение «Шахта им. Г. Г. Капустин»,

Обособленное подразделение «Шахта Привольнянское»

Обособленное подразделение «Шахта Новодружеская»,

Обособленное подразделение «Шахта им. Д. Ф. Мельникова»,

Обособленное подразделение «Шахта «Княгининская»

Обособленное подразделение «Шахта «Краснолучская»,

Обособленное подразделение «Шахта «Новопавливська»

Обособленное подразделение «Шахта «Хрустальская «

Обособленное подразделение «Шахта»Миусинська»

Обособленное подразделение «Шахта им.» Iзвестий»

Обособленное подразделение «Шахта «Краснокутская»,

Обособленное подразделение «Шахта «Партизанская»,

Обособленное подразделение «Шахта «Комсомольская»,

Обособленное подразделение «Шахта»Межиречанськая»

Обособленное подразделение «Шахта»Возрождение»,

Обособленное подразделение «Шахта «Лесная»,

Обособленное подразделение «Шахта»Красноградская»,

Обособленное подразделение «Шахта» Степная «,

Шахта № 1 «Нововолынская»,

Обособленное подразделение «Шахта №9 «Нововолынская»,

Обособленное подразделение «Шахта»Южная»,

Обособленное подразделение «Шахта»Великомостовская»,

Обособленное подразделение «Шахта»Заречное»,

Шахта № 10 «Нововолынская»,

Шахта «Краснолучская-Северная». (РБК-Украина/Энергетика Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в «курилке»

Похожие записи:

• 28.02.2012 — Украина: в феврале 2012 года в отечественной энергетике возник небольшой скандал
• 28.02.2012 — Мировой рынок: среднесуточные ставки аренды морских буровых установок*, 30 января 2012 г.
• 24.02.2012 — Украина и Турция подписали протокол о сотрудничестве в рамках трех энергетических проектов
• 22.02.2012 — Украина: год членства в Энергетическом сообществе
• 22.02.2012 — Европейский Союз: энергетика в 2000-2010 гг.