Vente d'informations d'achat sur les énergies renouvelables. Énergie alternative en Russie

L'article a été préparé avec le soutien financier de la Fondation scientifique humanitaire russe (projet n° 09-02-00160a).

L'industrie mondiale de l'énergie est à la croisée des chemins. L'économie nécessite de plus en plus d'énergie et les combustibles fossiles sur lesquels repose l'énergie traditionnelle ne sont en aucun cas illimités. Cependant, le problème ne réside pas seulement dans l'épuisement des ressources, mais aussi dans le rythme croissant d'épuisement des anciens gisements et l'augmentation constante du coût d'exploitation des nouveaux, qui se répercute sur le coût des hydrocarbures. La situation est aggravée par le fait que l'utilisation des combustibles fossiles, qui a atteint des proportions énormes, cause des dommages importants à l'environnement, ce qui affecte la qualité de vie de la population. Les experts voient un moyen de sortir de cette situation dans une augmentation globale de l'efficacité de l'utilisation des sources d'énergie traditionnelles et l'expansion de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables.

Le terme "sources d'énergie renouvelables" est utilisé en relation avec les sources d'énergie dont les réserves sont reconstituées de manière naturelle et dans un avenir prévisible sont pratiquement inépuisables. Selon les technologies utilisées, les SER sont divisés en traditionnels et non traditionnels. Les SER traditionnels comprennent l'énergie hydraulique convertie en électricité dans les grandes centrales hydroélectriques, ainsi que l'énergie de la biomasse (bois, fumier, paille, etc.) utilisée pour générer de la chaleur par combustion traditionnelle. Le groupe des SER non traditionnels comprend l'énergie solaire et géothermique, l'énergie éolienne et houlomotrice, les courants, les marées, l'énergie hydraulique convertie en électricité dans les petites centrales hydroélectriques (jusqu'à 10 MW) et l'énergie de la biomasse utilisée pour produire de la chaleur, de l'électricité et du moteur. carburant par des méthodes non traditionnelles 1 .

attention particulière mérite d'étudier les marchés mondiaux des SER non traditionnels. Cela s'explique par le fait que, d'une part, elles sont moins étudiées, et d'autre part, elles sont plus prometteuses par rapport aux énergies renouvelables traditionnelles.

La place des SER non traditionnels dans le secteur énergétique mondial . Le principal avantage des SER non traditionnels par rapport aux autres sources d'énergie est leur nature renouvelable et leur respect de l'environnement. L'avantage incontestable est également la large distribution de la plupart de leurs espèces. D'autres incitations à l'introduction de SER non traditionnels sont la sécurité d'approvisionnement, la hausse des prix des combustibles fossiles et le développement de technologies appropriées.

Il convient de noter que les réserves mondiales de combustibles fossiles sont très inégalement réparties. Des ressources limitées menacent la sécurité énergétique du pays et posent le problème de la fiabilité de ses approvisionnements. L'autre côté de la question concerne les risques politiques. En conséquence, certains pays qui consomment beaucoup d'énergie, mais ne disposent pas de ressources suffisantes en combustibles fossiles, dépendent de manière critique de ses importations et, par conséquent, de la situation politique dans les pays producteurs d'hydrocarbures. Comme on le sait, le transit de ces vecteurs énergétiques est associé à des risques. L'énergie renouvelable est beaucoup plus sûre car elle repose sur l'utilisation de ressources locales ou régionales. En outre, son développement contribue à la diversification des approvisionnements énergétiques, ce qui renforce la sécurité énergétique des régions respectives.

La compétitivité des SER non traditionnels dépend fortement des prix de l'énergie. Plus ils sont élevés, plus l'utilisation des SER non traditionnels est rentable. Selon les calculs des experts d'IMEMO RAS, la production, par exemple, de carburant à partir de cultures agricoles (maïs, colza, canne à sucre) est rentable à un prix du pétrole de 50 à 70 dollars le baril. . Par conséquent, les fluctuations des prix des combustibles fossiles introduisent un élément d'incertitude dans les plans des développeurs d'énergies renouvelables non traditionnelles.

Dans le même temps, le durcissement des exigences environnementales, entraînant une augmentation du coût des investissements en capital spécifiques à la construction de capacités de production traditionnelles, contribue clairement au développement des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles. Selon les calculs d'experts russes, il y a environ cinq ans, 1 kW de capacités traditionnelles coûtait entre 1 000 et 1 200 dollars ; aujourd'hui, ces coûts sont passés à 2 800 ou 3 000 dollars. Cependant, le principal moteur de l'expansion de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles est, bien sûr, le progrès scientifique et technologique. Les nouvelles technologies augmentent constamment la compétitivité des énergies non traditionnelles.

Le point le plus faible des SER non traditionnels est le coût plus élevé de l'énergie produite par rapport aux combustibles fossiles. D'autres qualités négatives sont la faible densité du flux d'énergie (puissance spécifique) et sa variabilité dans le temps. La première circonstance oblige à créer de grandes surfaces de centrales électriques qui "interceptent" le flux d'énergie utilisé (les surfaces réceptrices des installations solaires, la zone d'une éolienne, les barrages étendus des centrales marémotrices, etc.). Cela conduit à une exclusion à grande échelle des terrains et à une forte consommation de matériaux de tels dispositifs, donc à une augmentation des investissements en capital spécifiques par rapport aux centrales électriques traditionnelles. La variabilité dans le temps, à son tour, nécessite des coûts supplémentaires pour les équipements qui assurent la collecte, l'accumulation et la conversion de l'énergie.

Les inconvénients des SER non traditionnels doivent évidemment inclure également le fait que dans la production d'électricité à partir de ces sources intermittentes à l'échelle industrielle, des difficultés surgissent du fait de l'impossibilité de coupler en permanence la production d'électricité avec sa consommation (avec une charge calendrier). Des difficultés techniques peuvent également survenir lors de l'intégration de centrales électriques basées sur des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles dans un réseau électrique commun. Afin d'éviter des changements dans les paramètres du système énergétique intégré (principalement la fréquence), la part des centrales électriques non régulées (centrales éoliennes et solaires) ne devrait pas dépasser, selon les experts, 10 à 15 % de la capacité totale.

Le potentiel des SER, en particulier de l'énergie solaire et géothermique, est énorme (tableau 1) . Ainsi, seul le Soleil envoie quotidiennement à la Terre 20 fois plus d'énergie qu'elle n'en utilise par l'ensemble de la population du globe en un an. Cependant, il est extrêmement difficile de « prendre » cette énergie et de la conserver.

Tableau 1

Potentiel RES dans le monde, Edge/an

Comme les données du tableau. 1, le potentiel technique des SER 2 est actuellement estimé à 7500 EJ/an, soit 17 fois plus que le volume annuel de production mondiale de l'ensemble des ressources énergétiques primaires (environ 445 EJ en 2006) . Le tableau indique également de manière éloquente que le potentiel technique (et encore plus théorique) des SER non traditionnels est plusieurs fois supérieur au potentiel des SER utilisées principalement par des méthodes traditionnelles (biomasse et hydroélectricité) 3 .

Compte tenu de la nature renouvelable, du respect de l'environnement et de la disponibilité omniprésente de la plupart des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles, de nombreux pays du monde accordent une grande attention à leur développement, faisant de ce domaine un domaine important de leur politique technique nationale. De plus, dans beaucoup d'entre eux dernières années des programmes étatiques solidement financés sont apparus dans ce domaine, des actes réglementaires et législatifs ont été adoptés dans le domaine de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles, qui ont constitué la base juridique, économique et informationnelle de ce domaine de développement technique. En 2008, plus de 70 pays ont officiellement fixé des objectifs pour le développement des SER non traditionnels (en part de la consommation finale des sources primaires ou de la production d'électricité).

La contribution des SER au bilan énergétique mondial est encore faible. Ainsi, en 2006, elles assuraient 18 % de la consommation énergétique finale mondiale. Dans le même temps, la part de la biomasse et de l'hydroélectricité utilisée de manière traditionnelle représentait la grande majorité de cette contribution - environ 15,6%, la part des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles - seulement 2,4%. Néanmoins, les scientifiques associent l'avenir des énergies renouvelables aux SER non traditionnels. La validité de cette opinion est attestée non seulement par leur énorme potentiel, couplé à d'autres avantages, mais aussi par la croissance rapide des capacités d'énergie renouvelable ces dernières années. Ainsi, de 2002 à 2006, le taux de croissance annuel moyen des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles pour les transporteurs individuels a varié de 15 à 60 % :

Au cœur de ces taux élevés, il y a bien sûr le progrès scientifique et technologique, qui contribue à l'amélioration des technologies et à la réduction du coût des équipements pour l'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles. Cependant, on ne peut sous-estimer l'importance de facteurs tels que l'augmentation du soutien de l'État à ce secteur de l'économie, ainsi que la croissance très rapide des prix des combustibles fossiles constatée ces dernières années. Les capacités de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables traditionnelles (grandes centrales hydroélectriques, biomasse traditionnelle) ont augmenté au cours de ces années à un rythme beaucoup plus faible - 3-5%. Évidemment, le fait suivant mérite également l'attention : en 2008, aux États-Unis et dans l'UE, l'augmentation absolue des capacités des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles a dépassé l'augmentation des capacités des vecteurs énergétiques conventionnels.

Selon des experts internationaux, les SER peuvent remplacer les combustibles fossiles dans quatre domaines : la production d'électricité ; cuisiner et chauffer les locaux; production de carburant moteur; l'approvisionnement autonome en énergie des zones rurales.

Dans l'industrie de l'énergie électrique en 2006, les SER non traditionnels représentaient environ 5 % de la capacité installée et 3,4 % de l'électricité produite. La capacité mondiale totale de production d'électricité au cours de la même année était d'environ 4300 GW, dont 22,7% de SER, grandes centrales hydroélectriques - 17,9, SER non traditionnelles - 4,8 (y compris les centrales éoliennes (WPP) - 1,7, petites centrales hydroélectriques - 1,7, installations de biomasse - 1,0, centrales géothermiques - 0,2, installations photovoltaïques (PV) - 0,1%).

La forte hausse des prix du pétrole et des autres vecteurs énergétiques traditionnels en 2007 - le premier semestre 2008 a fortement stimulé le développement des SER non traditionnels. En conséquence, leur capacité installée totale dans le monde est passée de 207 GW en 2006 à 280 GW en 2008 (tableau 2) . Dans le même temps, la capacité des éoliennes est passée de 74 à 121 GW, les petites centrales hydroélectriques - de 73 à 85 GW, FU - de 5 à 13 GW. Cette année-là, les leaders du développement des SER non traditionnels étaient la Chine (76 GW), les États-Unis (40 GW), l'Allemagne (34 GW), l'Espagne (22 GW), l'Inde (13 GW) et le Japon (8 GW ). La capacité des SER non traditionnels dans les pays en développement a atteint 119 GW en 2008 (43 % du monde).

Tableau 2

Capacité mondiale de production d'électricité (installée), GW

L'échelle et la vitesse de développement de certains types de SER non traditionnels dépendent de la disponibilité des ressources et du degré de développement des technologies pertinentes, et finalement du coût de l'énergie reçue. Ainsi, l'électricité produite par les installations SER non traditionnelles est toujours sensiblement plus chère que l'électricité produite par les grandes centrales hydroélectriques ou les centrales thermiques. Pour information : le coût de l'énergie produite par une centrale thermique moderne est actuellement de 40-70 dollars/MWh. Cependant, les technologies individuelles pour l'utilisation des SER non traditionnels (petites centrales hydroélectriques, éoliennes au sol, stations géothermiques, co-traitement de la biomasse avec du charbon) sont déjà assez compétitives par rapport aux technologies traditionnelles (tableau 3) . Dans le même temps, l'énergie générée par les installations photovoltaïques et les centrales solaires thermiques est encore très chère. Cependant, deux facteurs supplémentaires doivent être pris en compte ici. Premièrement, les technologies impliquées dans les sources d'énergie renouvelables non traditionnelles s'améliorent rapidement, par conséquent, le coût de l'électricité produite avec leur aide diminue. Deuxièmement, nous ne devons pas oublier que les sources d'énergie renouvelables non traditionnelles sont respectueuses de l'environnement, renouvelables et, si nécessaire, peuvent fonctionner de manière autonome et fournir de l'énergie aux consommateurs non connectés aux réseaux de distribution de sources d'énergie centralisées.

Tableau 3

Le coût de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables

Bien que l'électricité produite par les grandes centrales hydroélectriques soit l'une des moins chères dans de nombreux pays, en particulier les pays développés, la croissance de la grande capacité hydroélectrique ces dernières années a été limitée par des considérations environnementales, ainsi que par le risque d'inondation de vastes zones et la nécessité de déplacer de larges masses de la population.

En 2006, la capacité installée des grandes centrales hydroélectriques dans le monde atteignait 770 GW, et leur production d'électricité atteignait 2725 TWh, ce qui représentait environ 15 % de la production mondiale d'électricité (contre 19 % en 1996). Taux de croissance annuels moyens de la production d'énergie dans les grandes centrales hydroélectriques en 2002-2006. étaient inférieurs à 3, et dans les pays développés - inférieurs à 1%.

Conformément aux prévisions de base de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) (World Energy Outlook 2008), le taux de croissance annuel moyen de la production d'électricité dans les grandes centrales hydroélectriques au cours de la période 2007-2030. s'élèvera à 2% et d'ici 2030 leur production énergétique dépassera 4380 TWh. La part des grandes centrales hydroélectriques dans la production mondiale totale d'électricité diminuera à 12,4 %.

La petite hydroélectricité est exempte des inconvénients d'une grande. À cet égard, ses perspectives semblent beaucoup plus préférables. De petites centrales hydroélectriques (d'une capacité allant jusqu'à 10 MW) sont souvent créées pour fournir de l'électricité autonome ou semi-autonome à la population rurale et remplacer les générateurs diesel et autres petits appareils énergétiques dont la production est généralement très coûteuse. Entre 2001 et 2006, le taux de croissance annuel moyen de la capacité de la petite hydroélectricité dans le monde était de 7 %. En 2006, leur niveau atteignait 73 GW et leur production énergétique dépassait 250 TWh. Compte tenu des ressources hydrauliques limitées dans le monde, on peut supposer qu'à l'horizon 2030, le rythme de développement de la petite hydroélectricité diminuera sensiblement, mais restera néanmoins supérieur à celui de la grande hydroélectricité. Avec un taux de croissance de 4,5 à 4,7 %, la production d'électricité des petites centrales hydroélectriques atteindra 770 à 780 TWh d'ici 2030, ce qui représentera plus de 2 % de la production mondiale totale d'électricité.

L'éolien est l'un des secteurs les plus dynamiques des SER non traditionnels. Selon l'AIE, en 2006, la production d'électricité à partir de l'énergie éolienne était de 130 TWh, ce qui représentait 0,7 % de la production mondiale d'électricité. A partir de la même année, la capacité installée d'éoliennes dans le monde a atteint 74 GW. Par rapport à 2000, ils ont quadruplé. Le coût de l'électricité produite par les éoliennes au sol est l'un des plus bas. L'énergie éolienne est utilisée dans plus de 70 pays du monde, les leaders sont les États-Unis, l'Espagne, l'Inde et la Chine.

Le potentiel de l'énergie éolienne est énorme. Selon les prévisions de base de l'AIE (WEO 2008), d'ici 2030, la production mondiale d'électricité utilisant l'énergie éolienne passera à 1 490 TWh, soit 4,5 % de la production totale d'électricité dans le monde. Les zones côtières sont considérées comme les plus prometteuses à cet égard, mais jusqu'à présent, le nombre d'éoliennes offshore augmente lentement en raison du coût élevé des équipements et de la complexité de leur maintenance. En 2006, la production d'électricité à partir d'éoliennes marines s'élevait à environ 2 TWh. D'ici 2030, cet indicateur devrait passer à 350 TWh en raison d'une baisse du coût de ces installations. Dans le même temps, la plus forte augmentation de la capacité installée d'éoliennes offshore est prévue dans les pays de l'UE, où d'ici 2030, leur part dans la production totale d'électricité utilisant l'énergie éolienne passera à 17 %.

Dans les années à venir, et peut-être même les décennies, la biomasse restera la principale source d'énergie renouvelable, mais jusqu'à présent, seulement 6,8 % de son volume est utilisé pour produire de l'électricité - principalement des déchets agricoles et des ordures ménagères. En 2006, la production mondiale d'électricité à partir de la biomasse était de 220 TWh, soit 1,2 % de la production mondiale d'électricité. Selon les experts, d'ici 2030 l'utilisation des biocarburants manières non conventionnelles augmentera sensiblement. Selon les prévisions de base de l'AIE (WEO 2008), la quantité de biocarburants utilisés pour la production d'électricité passera de 83 Mtep à 83 Mtep. en 2006 à 290 Mtep en 2030 (taux de croissance annuel moyen - 5 %). Compte tenu de l'augmentation de l'efficacité de la production d'électricité à partir de biocarburants, la production d'électricité à partir de ce vecteur énergétique augmentera encore plus d'ici 2030 - jusqu'à 840-860 TWh (taux de croissance annuel moyen - 5,7%), soit environ 2,4 - 2,6% de la production totale d'électricité dans le monde.

Jusqu'à présent, de tous les SER non traditionnels, l'utilisation de l'énergie géothermique se développe au taux le plus bas (2-3 % par an). En 2006, la capacité installée des centrales géothermiques dans le monde était de 10 GW, elles produisaient 60 TWh - environ 0,3% de la production mondiale totale d'électricité. Il y a des raisons de supposer que d'ici 2030, la production d'énergie des GeoTPP passera à 120-125 TWh, mais leur part dans la production mondiale totale d'électricité restera au niveau de 0,3 %. L'expansion des capacités de stations similaires est attendue aux États-Unis et dans les pays en développement d'Asie.

Actuellement, l'énergie solaire est convertie en énergie électrique principalement de deux manières - photovoltaïque et thermodynamique. Le premier est loin devant le second. En 2006, la capacité totale installée des installations photovoltaïques qui convertissent l'énergie lumineuse du soleil en électricité s'élevait à environ 8 GW dans le monde. La puissance des centrales solaires thermiques était plus de 10 fois inférieure.

La plupart des moyennes et grandes IF sont désormais intégrées au réseau électrique, à partir duquel le manque d'énergie solaire est compensé. Le surplus est transféré au réseau. Les IF intégrés au système ont affiché des taux de croissance exceptionnellement élevés ces dernières années (environ 50 % par an). Leur capacité installée en 2006 a atteint 5 GW. La puissance de la plupart des FU est de quelques kilowatts ou dizaines de kilowatts. Dans le même temps, les FU font de plus en plus partie intégrante de l'architecture de diverses structures. Depuis 2006, de nombreux pays à travers le monde ont commencé à construire des centrales solaires d'une capacité de plusieurs centaines de kilowatts à mégawatts. Par exemple, Google a construit une centrale solaire de 1,6 MW en Californie et l'US Air Force a construit une centrale de 14 MW sur sa base du Nevada. L'Espagne construit deux centrales solaires d'une capacité de 20 MW chacune. En général, il existe actuellement plus de 800 centrales d'une capacité de plus de 200 kW et 9 stations (en Allemagne, au Portugal, en Espagne, aux États-Unis) d'une capacité de plus de 10 MW chacune dans le monde.

Les petites installations solaires (d'une puissance inférieure à 1 kW) non connectées au réseau trouvent également diverses applications : alimentation électrique de locaux en zone rurale ne disposant pas d'une alimentation centralisée, dispositifs de télécommunication à distance, feux de circulation, etc.

Selon le scénario de référence de l'AIE (WEO 2008), la production mondiale d'électricité FC augmentera de près de 50 fois entre 2006 et 2030 et atteindra 245 TWh à la fin de cette période, ce qui représentera environ 0,7 % de la production totale d'électricité dans le monde. Dans le même temps, le plus grand développement des IF se produira dans le logement et les services communaux en raison de la croissance des prix du marché de l'électricité, ainsi que du soutien de l'État aux SER non traditionnels.

Le principe de fonctionnement d'une centrale solaire thermique repose sur la conversion de l'énergie solaire en énergie thermique à l'aide d'un concentrateur solaire. L'énergie thermique est ensuite convertie en électricité à l'aide d'une centrale à vapeur conventionnelle. Pour la période 1990-2004. de telles stations n'avaient pratiquement aucun intérêt et presque aucune nouvelle capacité n'a été créée. La situation a radicalement changé avec l'avènement des nouvelles technologies. Depuis 2004, de nouvelles centrales solaires thermiques ont été installées en Israël, au Portugal, en Espagne et aux États-Unis. En 2006, des centrales au Nevada (d'une capacité de 64 MW) et en Espagne (11 MW) sont entrées en service. En 2007, plus de 20 nouvelles centrales solaires thermiques étaient en cours de construction ou de conception dans le monde. Rien qu'en Espagne, trois centrales de 50 MW chacune sont actuellement en construction et 10 autres centrales similaires sont en cours de conception. Aux États-Unis, il est prévu de construire 8 centrales solaires thermiques d'une capacité totale de 2 GW. En 2006, la capacité totale installée de ces centrales était de 354 MW, d'ici 2030, elle pourrait passer à 7 GW. On s'attend à ce que d'ici cette année plus de 100 TWh soient produits dans ces centrales électriques, ce qui représentera environ 0,3 % de la production totale d'électricité dans le monde.

L'application pratique de l'énergie marémotrice est beaucoup moins développée. Il n'existe qu'une seule grande centrale marémotrice au monde d'une capacité de 240 MW en France. En ce qui concerne l'utilisation de l'énergie des vagues marines, cette méthode est au stade de l'expérimentation initiale.

Compte tenu des tendances de développement évoquées ci-dessus pour les SER non traditionnels individuels, leur place dans le secteur énergétique mondial jusqu'en 2030 est la suivante (tableau 4).

Tableau 4

Part des SER non traditionnels dans la production d'électricité dans le monde*

Source d'énergie	Production d'électricité, TWh				Taux de croissance, %
Grandes HPP
SER non traditionnel :
l'énergie éolienne
petites centrales hydroélectriques
biomasse
l'énergie géothermique
énergie lumineuse solaire
énergie solaire thermique
énergie océanique

* Calculé sur la base des données WEO 2008.

À la suite d'une amélioration supplémentaire des technologies d'utilisation des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles et d'une réduction correspondante du coût de l'électricité produite sur leur base, ainsi que du maintien du soutien de l'État à ce secteur de l'énergie mondiale dans la plupart des pays développés et de nombreux pays en développement du monde, la part des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles dans la production mondiale totale d'électricité de 2006 à 2030 augmentera de près de 3 fois (de 3,5 à 10,2%). La part correspondante des SER au cours de cette période augmentera dans une bien moindre mesure - de 17,9 à 22,6 %. La part des grandes centrales passe de 14,4 % à 12,4 % au cours des mêmes années.

Un autre domaine où les sources d'énergie renouvelables non traditionnelles remplacent progressivement les vecteurs énergétiques traditionnels est celui des carburants. Le carburant moteur alternatif (biocarburant) est produit à partir d'une biomasse spéciale - les cultures agricoles. De plus, si la matière première est le sucre, le maïs, le blé, le biocarburant obtenu s'appelle l'éthanol, et si l'huile de palme, le colza ou d'autres graines oléagineuses, alors le biodiesel. En 2006, la production d'éthanol dans le monde a atteint 39 milliards de litres, le biodiesel - 6 milliards de litres. Ainsi, en général, dans l'année indiquée, les biocarburants couvraient 1,2 % des besoins en carburant.

Les biocarburants sont devenus l'enfant préféré des politiciens occidentaux en raison de deux de leurs vertus. D'abord, dans le contexte d'une forte hausse des prix du pétrole en 2005-2008. et des tensions croissantes entre importateurs et « non fiables », selon eux, exportateurs de ressources énergétiques, les biocarburants ont commencé à être perçus comme un moyen de diversifier le bilan énergétique et presque le principal moyen de se débarrasser de la dépendance au pétrole et au gaz. Deuxièmement, un avantage tout aussi populaire des biocarburants est leur respect de l'environnement.

Cependant, le développement à grande échelle de cette industrie est encore remis en question. De plus, les difficultés techniques (nécessité de modifier les moteurs fonctionnant avec des mélanges enrichis, difficultés liées à l'utilisation par temps très chaud et très froid, avec transport par canalisations) sont résolues avec succès. Les problèmes qui se situent sur le plan économique sont beaucoup plus graves. Ainsi, au Brésil et dans d'autres pays, où des conditions météorologiques favorables (climat chaud et ensoleillé) sont combinées avec des terres et une main-d'œuvre bon marché, un produit compétitif peut être produit à des prix modérés (40 $ ou plus) par baril de pétrole. Dans les pays développés avec leurs climats frais et leurs cultures moins adaptées, le coût d'un produit similaire est sensiblement plus élevé: aux États-Unis - presque deux fois, en Europe - près de trois fois (puisque les plantes de ces régions accumulent moins d'énergie solaire). Le biocarburant devient compétitif dans ces pays grâce au soutien le plus puissant de l'État, qui stimule ses ventes au détail.

Cependant, il existe un problème encore plus complexe : la production de biocarburants est entravée principalement par le manque de terres agricoles libres. Le coin arable mondial a atteint dimensions maximalesà la fin des années 80 du siècle dernier, et depuis lors, il n'a pas été possible de l'augmenter de manière significative. Pour produire des biocarburants, il faut utiliser une partie de la culture vivrière comme matière première. Par exemple, en 2006 aux États-Unis, 20 % de la principale céréale, le maïs, étaient utilisés pour la production de biocarburants. Cette part n'était pas moindre en 2007.

La croissance de la consommation de cultures vivrières par les producteurs de biocarburants entraîne naturellement une augmentation des prix de ces cultures, ce qui, d'une part, affecte le niveau de vie de la population, et, d'autre part, réduit la compétitivité des biocarburants. par rapport aux vecteurs énergétiques traditionnels.

Compte tenu de toutes les lacunes du biocarburant, nous pensons qu'il ne pourra pas devenir une alternative sérieuse au pétrole, et encore moins affecter son coût. Mais dans un certain nombre de pays aux conditions naturelles particulièrement favorables, ce sera assez rentable. Cependant, beaucoup dépend du niveau des prix du pétrole. Ainsi, jusqu'en 2008, dans le contexte de prix élevés du pétrole, la production de biocarburants dans le monde n'a cessé de croître et a atteint 80 milliards de litres. La baisse de sa production s'est esquissée en 2009 avec la chute des prix du pétrole. Aux États-Unis, environ 20 % des usines d'éthanol ont fermé cette année. Le Brésil, pour sa part, a déclaré qu'il augmentait la proportion de canne à sucre destinée aux raffineries de sucre.

Néanmoins, cela ne vaut évidemment pas la peine de parler de la « mort » de cette industrie. Avec la hausse des prix du pétrole, les biocarburants redeviendront compétitifs. Selon le scénario de base des prévisions de l'AIE (WEO 2008), d'ici 2030, la production mondiale de biocarburants atteindra 300 milliards de litres (80 % - éthanol, 20 % - biodiesel), ce qui pourra fournir environ 5,5 % de la production mondiale consommation de carburant moteur.

D'ici 2030, le Brésil et les États-Unis resteront les plus gros consommateurs d'éthanol, tandis que les pays de l'UE et d'Asie resteront les plus gros consommateurs de biodiesel. Aux États-Unis, depuis 2007, la plupart des essences sont vendues avec des additifs à l'éthanol. Au Brésil, les stations-service vendent soit de l'éthanol pur, soit un mélange d'éthanol et d'essence. La demande d'éthanol dans ce pays est soutenue par la production de masse de véhicules adaptés pour fonctionner avec divers mélanges éthanol-essence.

La généralisation des biocarburants de deuxième génération, obtenus par gazéification ou hydrolyse de la biomasse, représentée par les déchets agricoles, le bois et la cellulose, commencera évidemment après 2015.

Un autre domaine d'application des SER non traditionnels est la production d'énergie thermique. En 2006, environ 3 % de l'énergie thermique était produite à partir de biomasse non traditionnelle, de géothermie et d'énergie solaire. Selon les prévisions, d'ici 2030, la part des SER non traditionnels dans la production d'énergie thermique passera à 7 %. Dans la consommation finale mondiale d'énergie au cours de la période 2006-2030, selon nos calculs, leur part passera de 2,4 à 8,3%, et de tous les SER - de 18,0 à 18,4% (tableau 5).

Comme il ressort des données du tableau. 5, jusqu'en 2030, les énergies non renouvelables (énergie fossile et énergie nucléaire) resteront la base de l'énergie mondiale (81,6%) et les énergies renouvelables, et plus encore, les énergies renouvelables non traditionnelles ne deviendront pas concurrentes pour eux. Néanmoins, l'importance des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles augmentera et, d'ici 2050, leur part dans le bilan énergétique mondial pourrait atteindre un quart. Leur principal avantage restera l'inépuisabilité, le respect de l'environnement, la large distribution et la capacité de fournir de la chaleur et de l'électricité aux consommateurs non connectés aux systèmes centralisés.

Tableau 5

Part des SER non traditionnels dans la consommation finale d'énergie dans le monde*

*Calculé à partir de .

Opportunités de développement des SER non traditionnels en Russie . Malgré l'excellent approvisionnement en sources d'énergie traditionnelles, la Russie est également intéressée par l'utilisation de sources d'énergie renouvelables non traditionnelles. Ce dernier peut avoir plusieurs domaines d'application. Premièrement, il s'agit de l'alimentation électrique du nord et d'autres zones difficiles d'accès et éloignées qui ne sont pas connectées au réseau public, où vivent environ 10 millions de personnes. Apporter du carburant dans ces zones est devenu un problème difficile. Des distances énormes et des coûts de transport importants conduisent au fait que dans certains d'entre eux (Kamtchatka, les Kouriles, la République de Tyva, la République de l'Altaï, etc.), le coût du carburant importé et de l'électricité générée à partir de celui-ci devient si élevé qu'il rend non -les technologies traditionnelles des énergies renouvelables commercialement attractives.

L'augmentation des capacités de production dans les régions déficitaires en énergie est un autre domaine d'utilisation possible des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles en Russie. Plus de 15 millions de Russes vivent dans des endroits où l'alimentation électrique centralisée n'est pas fiable et où les consommateurs sont régulièrement déconnectés du réseau. Les fermetures d'urgence perturbent la vie des villes et des zones rurales, causant d'énormes dégâts à la production industrielle et agricole. L'utilisation de SER locaux non traditionnels, principalement l'énergie éolienne, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse, éviterait de telles pertes et réduirait en même temps le besoin de combustible importé.

L'approvisionnement décentralisé en électricité et en chaleur des zones rurales, y compris les établissements isolés éloignés, les fermes familiales, les maisons de campagne individuelles est également un domaine prometteur pour l'utilisation des SER non traditionnels. De plus, c'est souvent le seul moyen de les approvisionner. Les consommateurs potentiels de SER non traditionnels peuvent également inclure les industries forestières et de la pêche, les stations météorologiques, de communication, archéologiques et géologiques, les radars, les phares, les plates-formes pétrolières et gazières offshore.

L'amélioration de la situation écologique dans les stations balnéaires et autres lieux de loisirs de masse de la population peut également être obtenue grâce à l'introduction généralisée de sources d'énergie renouvelables non traditionnelles (capteurs solaires, biogénérateurs, pompes à chaleur, éoliennes, etc.). Dans le même temps, l'électricité produite par certaines sources d'énergie renouvelables non traditionnelles peut déjà être moins chère que celle des générateurs diesel. De plus, le problème de l'importation de carburant traditionnel est éliminé.

La Russie dispose d'importantes ressources de diverses sources d'énergie renouvelables non traditionnelles: énergie éolienne, énergie géothermique, ressources hydroélectriques de petits cours d'eau, énergie de la biomasse non traditionnelle et énergie solaire (tableau 6) . Dans presque toutes les régions, il existe un ou deux types de SER non traditionnels, dont l'exploitation commerciale peut être justifiée.

Tableau 6

Potentiel des SER* non traditionnels en Russie, millions. tonnes par an

* La méthodologie d'évaluation du potentiel brut, technique et économique des SER non traditionnels est détaillée dans l'ouvrage.

** Conformément à la définition russe des petites ressources hydrauliques (centrales d'une capacité allant jusqu'à 30 MW).

*** La chaleur à faible potentiel n'est pas incluse dans les totaux.

Contrairement aux chercheurs étrangers qui ont calculé le potentiel global brut et technique des SER non traditionnels, les experts russes ont également évalué le potentiel économique, qui est compris comme faisant partie de la technique, dont l'utilisation est économiquement justifiée au niveau actuel des prix des combustibles fossiles. , chaleur, électricité, équipements et matériaux, transport et main-d'œuvre. Selon ces estimations, le potentiel économique des SER non traditionnels en Russie est d'environ 260 millions de tonnes d'équivalent carburant. tonnes, soit plus de 28 % de sa consommation totale d'énergies primaires (en 2005 - 920 millions de tonnes équivalent carburant, soit 645 millions de tonnes équivalent pétrole). Il convient de noter que le calcul du potentiel économique des SER non traditionnels en Russie a été effectué à la fin du XXe siècle. Désormais, il semble avoir augmenté en lien avec la hausse des prix des énergies fossiles et la réduction des coûts liés au développement des énergies renouvelables.

Quant au potentiel technique des SER non traditionnels en Russie, il dépasse 4658 millions de tonnes d'équivalent carburant. par an, soit environ 5 fois sa consommation totale de ressources énergétiques primaires.

Selon les experts, aujourd'hui les technologies renouvelables russes (à l'exception des éoliennes) sont comparables aux technologies étrangères en termes de fonctionnement et de caractéristiques scientifiques et techniques, cependant, la plupart d'entre elles, en raison du manque de marchés prêts à l'emploi, sont au stade de soit développement scientifique et technique, soit démo. Si l'État peut donner une impulsion au développement du marché intérieur des équipements d'énergie renouvelable non traditionnels, l'industrie nationale, sur la base de sa grande expérience technique et scientifique, sera en mesure non seulement de répondre à la demande intérieure, mais aussi d'allouer une part importante une partie des équipements produits pour l'exportation.

Malgré la richesse des ressources et la disponibilité des domaines d'application, l'utilisation pratique des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles en Russie est encore extrêmement limitée. Ainsi, selon les statistiques de l'AIE (WEO 2007), l'énergie provenant de ces sources représentait en 2005 environ 1 % de la consommation totale de vecteurs d'énergie primaire dans le pays. Selon des experts nationaux, environ 4 % de la chaleur en Russie est obtenue à partir de sources d'énergie renouvelables non traditionnelles. Selon les données officielles russes, en 2008, la capacité totale installée des installations de production d'électricité et des centrales électriques en Russie utilisant des SER non traditionnels ne dépassait pas 2,2 GW. Grâce à ces sources en Russie, pas plus de 8,5 milliards de kWh d'énergie électrique sont générés, soit moins de 1 % de la production totale d'électricité du pays. Ainsi, en termes de part des SER non traditionnels dans la consommation de ressources énergétiques primaires et la production d'électricité, la Russie est nettement inférieure aux pays développés du monde. Notre carnet de commandes dans la production de biocarburants pour moteurs est encore plus important.

La production de biocarburants de première génération (à partir de matières premières alimentaires) en Russie ne se développe pratiquement pas pour plusieurs raisons. Compte tenu des prix des graines oléagineuses, le biodiesel russe n'est pas compétitif sur les marchés nationaux et étrangers. La situation n'est pas meilleure avec l'éthanol. Premièrement, il n'y a pas de surplus de maïs en Russie, ce qui est nécessaire pour que sa production soit rentable. Deuxièmement, le maïs domestique est beaucoup plus cher que dans les autres pays producteurs. Troisièmement, le droit d'accise sur l'éthanol, qui en Russie est classé comme alcool éthylique, est élevé (environ 25 roubles/l), ce qui le rend absolument non compétitif par rapport à l'essence (où le droit d'accise est d'environ 6 roubles/l).

À l'heure actuelle, le principal domaine d'intérêt des développeurs et fabricants nationaux de cette industrie est les biocarburants de deuxième génération obtenus à partir de cellulose végétale. La matière première de l'éthanol cellulosique est constituée de déchets de bois non alimentaires (paille, herbe, sciure). Leur production de bioéthanol ne met pas en péril l'équilibre alimentaire du pays. Certes, alors que le coût de production de l'éthanol cellulosique reste supérieur au coût du bioéthanol de grain. Cependant, les progrès technologiques dans cette industrie progressent rapidement et le coût de l'éthanol cellulosique chute rapidement.

La principale raison de l'utilisation limitée des SER non traditionnels en Russie est le coût relativement élevé de l'énergie qui en est dérivée par rapport à l'énergie produite à partir de combustibles fossiles. L'absence du cadre réglementaire et juridique nécessaire, des programmes de soutien fédéraux et régionaux, ainsi que le manque d'informations sur les ressources, les technologies et les possibilités des SER non traditionnels entravent également l'échelle de leur application dans le pays.

Cependant, la situation commence lentement à s'améliorer. Ainsi, avec le durcissement des exigences environnementales pour les centrales électriques traditionnelles et l'amélioration des équipements correspondants, le facteur de non-compétitivité des technologies de production d'énergie non traditionnelles disparaît progressivement. L'attitude de l'État vis-à-vis des SER non traditionnels évolue également. Un indicateur de cela est, tout d'abord, l'adoption par le gouvernement de la Fédération de Russie le 13 novembre 2009 d'une nouvelle stratégie énergétique de la Russie pour la période allant jusqu'en 2030, qui accorde une attention considérable aux perspectives de développement d'énergies alternatives énergie. Selon ce document, d'ici 2030, la part des sources d'énergie renouvelables non traditionnelles dans le bilan énergétique domestique devrait être d'au moins 10 % (d'ici 2020 - au moins 5 %) . À la fin de cette période, le volume annuel de production d'électricité qui en dépend devrait atteindre 80 à 100 milliards de kWh, c'est-à-dire l'augmenter au fil des ans de plus d'un ordre de grandeur.

L'adoption d'un certain nombre de documents importants, principalement la loi sur les SER non traditionnels et le programme de développement des SER non traditionnels aux niveaux fédéral et régional, pourrait accélérer le développement des SER non traditionnels en Russie. La loi devrait définir le statut juridique des producteurs d'énergie basés sur des technologies non traditionnelles, leurs droits et obligations. En outre, il devrait préciser la responsabilité des autorités fédérales, régionales et locales en termes d'établissement de règles, de normes, d'octroi de licences, de taxation des activités des fabricants impliqués dans ce domaine. Dans le Programme de développement des SER non traditionnels, il est nécessaire de fixer des mesures de soutien de l'État. Parmi ces dernières, à notre avis, il serait souhaitable d'inclure des innovations telles qu'une augmentation significative des paiements et des redevances fiscales (environnementales) (dont les recettes pourraient être utilisées pour créer un fonds spécial pour financer des projets de sources d'énergie renouvelables non traditionnelles ), l'introduction d'une prime de prix pour l'énergie produite à partir de ces sources d'énergie sur les marchés de gros et de détail, ainsi que des subventions pour le raccordement d'installations d'énergie renouvelable non traditionnelles aux réseaux. Un rôle positif dans la formation du marché peut également être joué par la construction d'installations de démonstration financées par les budgets fédéral et régionaux. De telles installations doivent être construites dans tous les districts fédéraux, en tenant compte de la différence des conditions climatiques et des perspectives diverses sortes RES non traditionnels. Si toutes ces mesures sont mises en œuvre, la Russie aura une chance non seulement d'atteindre, mais aussi de dépasser les objectifs ci-dessus.

1 Il existe une relation étroite entre les énergies renouvelables et l'énergie hydrogène. Les SER ainsi que les centrales nucléaires sont considérées comme les principales sources d'énergie pour la production d'hydrogène à partir de l'eau. À leur tour, de nombreux types de centrales électriques SER, en particulier celles utilisant l'énergie solaire et éolienne, ont besoin de batteries efficaces, qui peuvent être utilisées avec le stockage d'hydrogène électrique.

2 Potentiel technique SER - partie du potentiel total (théorique) qui peut être utilisé à l'aide de technologies connues, en tenant compte des facteurs sociaux et environnementaux, mais sans tenir compte de la rentabilité.

3 Actuellement, environ 60% de la biomasse est utilisée à l'aide de technologies traditionnelles, 10% - de nouvelles technologies. Plus de 90 % de l'hydroélectricité est utilisée de manière traditionnelle dans les grandes centrales hydroélectriques et seulement 40 % dans les petites centrales.

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Préface de RAWI

Les énergéticiens et les investisseurs ont manifesté leur intérêt pour le développement du marché de l'éolien. Il est naturel que ce secteur attire progressivement l'attention des entreprises de niveau plus profond de l'ensemble de l'industrie de l'énergie et atteigne l'attention du secteur pétrolier et gazier. Les technologies des énergies renouvelables sont plus jeunes et l'entrée dans le secteur des "énergies vertes" intéresse ce moment une minorité d'entre eux, mais la tendance est stable. Et d'autant plus intéressante est la vision du marché des énergies renouvelables de la publication analytique populaire du secteur pétrolier et gazier "Oil and Capital":

L'investissement et le développement de projets de sources d'énergie renouvelables (SER) progressent à pas de géant, dépassant les autres types d'énergie en termes de croissance. Dans cette revue de l'activité énergétique "alternative" des compagnies pétrolières et gazières, outre les domaines incontestables (solaire, éolien, marémotrice, géothermique, houlomotrice), le concept d'énergie renouvelable inclut également la petite hydroélectricité - des installations d'une capacité installée de jusqu'à 50 MW. En 2017, selon le rapport REN21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st Century), le monde a dépensé 280 milliards de dollars en énergies renouvelables, soit seulement 2 % de plus qu'en 2016, mais le double de l'investissement total dans tous les nouveaux projets pétroliers et gaziers. en 2017 (140 milliards de dollars, selon Rystad). Dans le même temps, l'investissement total dans l'énergie solaire, selon l'ONU, a augmenté de 18% par rapport à 2016 et s'élevait à environ 160 milliards de dollars.Un nombre croissant de sociétés pétrolières et gazières sont impliquées dans le secteur des énergies renouvelables et mettent en œuvre des projets dans la production d'énergie solaire, éolienne et de biocarburants. A ce stade de la soi-disant « transition énergétique » (ou transformation énergétique, transition énergétique) mondiale, trois entreprises leaders se distinguent avec une stratégie claire pour le développement de projets d'énergies renouvelables : Total, Shell et Equinor (ancien nom - Statoil ). Récemment, des entreprises publiques (par exemple, le chinois Sinopec), ainsi que des entreprises nationales disposant de fortes réserves de pétrole et de gaz, ont commencé à accorder une attention considérable à ce domaine. (Moyen-Orient Saudi Aramco, Petroleum Development Oman, Kuwait Oil Company). Malgré l'expérience réussie des entreprises étrangères, les entreprises russes présentes dans les projets d'énergies renouvelables (Rosneft, Gazprom, LUKOIL) concentrent encore leurs principaux efforts sur leurs activités principales et ne considèrent pas les SER comme un axe stratégique de développement.

De l'expérimentation à l'entreprise Selon diverses prévisions, le taux de croissance dans le domaine des énergies renouvelables sera d'environ 6 à 7 % par an, ce qui est nettement supérieur au taux de croissance des autres ressources énergétiques dans la structure mondiale de la consommation d'énergie primaire (PEC). En particulier, les statistiques de BP donnent 7% par an, AIE (Agence internationale de l'énergie) - 7% par an, ExxonMobil - 6% par an. Dans le même temps, toutes les prévisions s'accordent à dire que les SER fourniront environ 40 % de l'augmentation totale de la consommation d'énergie en 2016-2040. Et selon les prévisions de Wood Mackenzie, d'ici 2035, le marché des énergies renouvelables sera multiplié par 7. Cela est principalement dû à la réduction du coût des énergies renouvelables. Ainsi, aujourd'hui, en moyenne dans le monde, le coût de l'électricité produite par les centrales solaires n'est que de 25 % de sa valeur en 2009, et, comme le prédit Bloomberg, il diminuera encore de 66 % d'ici 2040. Il est également prévu que le coût de l'électricité provenant des parcs éoliens offshore d'ici 2040 diminuera de 71%, sur terre - de 47%. En ce qui concerne la répartition géographique, la principale augmentation du volume des énergies renouvelables est attendue dans les pays en développement d'Asie (en particulier la Chine et l'Inde). Sur la période 2015-2040, les capacités d'énergies renouvelables de cette région augmenteront de 58%, et leur part dans le mix énergétique passera de 1% à 17% dans un contexte d'augmentation significative de la consommation d'énergie et de l'utilisation d'autres énergies. carburants. En Europe, la croissance de la consommation d'énergies renouvelables est projetée à 56 %, mais la part des énergies renouvelables dans le TES de cette région augmentera encore plus rapidement, ce qui s'explique par la soutien de l'état transition énergétique. En attendant, il convient de noter qu'en 2017, le volume des investissements "verts" en Europe, selon l'ONU, a diminué de 36% par rapport à l'année précédente et s'est élevé à 40,9 milliards de dollars.

Trois leaders parmi les majors pétrolières et gazières Un exemple frappant de l'application réussie de la stratégie de diversification de l'activité pétrolière et gazière et de sa transformation en une activité énergétique est celle de Total. Avec des participations dans SunPower, Saft, etc., il possède tous les maillons de la chaîne de production de l'énergie solaire. Total porte également une grande attention à la production de biocarburants. En France, elle a converti une raffinerie de Marseille en bioraffinerie, ce qui répond aux besoins nationaux, l'UE prévoyant d'augmenter la part de biocarburant dans la teneur finale en carburant à 10 % d'ici 2020, et en France à 15 % d'ici 2030. Depuis 2017, Total détient une participation de 23,3 % dans EREN RE, qui détient divers actifs solaires, éoliens et hydroélectriques d'une capacité totale de 650 MW. D'ici 5 ans, l'entreprise prévoit d'augmenter la capacité EnR installée dans le monde grâce à ses projets jusqu'à 3 GW. Shell est l'entreprise de biocarburants la plus active, bien qu'elle investisse également dans l'énergie solaire et éolienne. Shell détient 50 % de Ratzen au Brésil, le plus grand producteur d'éthanol à faible teneur en carbone issu de la canne à sucre, qui, lorsqu'il est utilisé correctement, réduit les émissions de CO2 de 70 % par rapport aux carburants conventionnels. En outre, l'entreprise investit également dans de nouvelles manières de produire des biocarburants à partir de déchets et de biomasse contenant de la cellulose.

Shell est impliquée dans l'énergie éolienne depuis 10 ans. Aujourd'hui, l'entreprise est investisseur dans sept projets éoliens en Amérique du Nord et un en Europe. Sur la base des parts dans ces projets, la société détient 500 MW de capacité éolienne installée. Dans l'industrie solaire, Shell met en œuvre et développe une direction développée par la filiale Glass Point Solar pour utiliser l'énergie solaire pour générer de la vapeur pour les puits d'injection dans le cadre d'activités de stimulation et de stimulation. Shell a notamment mis en place cette méthode dans la société pétrolière et gazière Petroleum Development Oman (PDO), dont elle détient 34%, afin de réduire la consommation d'énergie dans le processus de production.

La troisième grande société pétrolière et gazière qui investit activement dans le développement des énergies renouvelables et qui est en train de se transformer d'une société pétrolière et gazière en une holding énergétique est la société norvégienne Equinor (d'ailleurs, c'est dans le cadre de cette stratégie que Statoil , selon son communiqué, a changé de nom en mai 2018 afin de refléter l'orientation énergétique générale). Contrairement aux entreprises décrites ci-dessus, Equinor investit principalement dans un domaine des énergies renouvelables - la construction de parcs éoliens offshore. Equinor fait partie des actionnaires de quatre grands parcs éoliens offshore au Royaume-Uni et en Allemagne, qui répondent au total aux besoins de plus d'un million de foyers. Sheringham Shoal et Dudgeon sont actuellement en activité au Royaume-Uni, ainsi que le premier parc éolien flottant au monde, Hywind, au large des côtes écossaises. Le lancement du parc éolien d'Arkona en Allemagne est prévu pour 2019 ; Il a été annoncé qu'Equinor, en collaboration avec E.ON, investira 1,2 milliard d'euros dans ce projet. En outre, Equinor a reçu l'approbation de toutes les parties prenantes pour le projet Dogger Bank au Royaume-Uni, qui est conçu pour fournir de l'énergie propre à 5 millions de foyers britanniques. Récemment, la société norvégienne a également commencé à investir dans le développement de l'énergie solaire au Brésil, à savoir la construction de la centrale solaire Apodifarm de 162 MW. Il est prévu que les investissements verts d'Equinor représentent 15 à 20 % du total des investissements annuels. En 2018, l'entreprise investira 500 millions de dollars dans des projets d'énergie renouvelable, le volume des investissements augmentera d'année en année et atteindra 1,5 milliard de dollars dans la seconde moitié des années 2020. Chine : la lutte pour un air pur Parmi les pays du monde , la Chine est le leader mondial de la capacité installée SER et de l'investissement dans l'énergie "verte", note REN21. En 2017, la Chine a de nouveau soutenu ce statut en investissant, selon Bloomberg, 126 milliards de dollars dans les énergies renouvelables. À la fin de l'année dernière, le pays se classait au premier rang pour la production de biocarburants, l'hydroélectricité installée, l'énergie solaire et éolienne et la production de chaleur géothermique.

Dans le cadre du 13ème plan quinquennal (2016-2020), la Chine prévoit de porter la part des énergies non fossiles dans les PES à 15% d'ici 2020 et à 20% d'ici 2030, alors que la capacité EnR installée devrait être de 680 GW d'ici la fin du quinquennat, dont 210 GW devraient provenir de l'éolien, note l'AIE. Les experts estiment que dans un avenir prévisible, le taux de croissance des SER dans ce pays sera l'un des plus élevés au monde. Par exemple, en 2017, la Chine a ajouté 53 GW de capacité solaire, soit plus que la capacité solaire totale installée dans tout autre pays à la fin de 2017. La géothermie se développe également rapidement. L'intérêt pour les énergies renouvelables est principalement dû à la pollution de l'air dans les grandes villes chinoises. Selon la BBC, citant une nouvelle étude du programme GBD (Global Burden of Disease Study), chaque année, environ 1,6 million de personnes en Chine meurent des suites de maladies causées par la pollution de l'air. Ainsi, la province du Hebei est reconnue comme l'une des plus polluées. Selon le ministère chinois de la protection de l'environnement, au cours des 6 premiers mois de 2018, la moitié des 10 villes les plus polluées du pays se trouvaient dans cette province. Le smog fréquent à Pékin est généralement causé par les émissions des usines sidérurgiques du Hebei. Depuis 2012, Sinopec coopère avec la société islandaise Arctic Green Energy Corporation pour développer son potentiel en géothermie dans le cadre d'un programme de réduction de la pollution de l'air dans les grandes villes. Jusqu'à présent, le charbon a été complètement remplacé par l'énergie géothermique dans 16 villes de Chine. Lors du 13e plan quinquennal (2016-2020), il est prévu de porter le nombre de ces villes à 20, et d'augmenter la surface des locaux chauffés par géothermie à 100 millions de m². Arctic Green et Sinopec ont créé une coentreprise Sinopec Green Energy Geothermal Development Co., Ltd. (SGE), qui est de loin le premier fournisseur d'énergie géothermique au monde, avec une part de marché de 35 % en Chine. La société exploite 507 puits géothermiques générant 3,65 GW et fournit de la chaleur à plus de 2 millions de personnes. Ainsi, selon Arctic Green Energy elle-même, grâce aux projets géothermiques, 5 millions de tonnes d'émissions de CO2 ont été évitées. Toujours en 2017, Sinopec a réalisé 3 projets de production d'énergie solaire pour des clients externes. De plus, la société a atteint un nouveau niveau dans le cadre du projet de production de biocarburant pour le transport aérien après que l'avion de passagers Boeing 787 de Hainan Airlines ravitaillé par elle a effectué avec succès un vol transocéanique. Et dans le centre industriel de Zhenhai, où Sinopec exploite un complexe de raffinage de pétrole et de pétrochimie, la construction d'une usine de production de biocarburant pour moteurs d'avions d'une capacité de 100 000 tonnes par an a commencé. Ainsi, l'entreprise envisage de devenir le leader de l'industrie des biocarburants en Chine.

Moyen-Orient : tous pour CIN Même les entreprises qui ne connaissent pas de problèmes de réserves de pétrole commencent à s'engager dans la direction des énergies renouvelables. Par exemple, Saudi Aramco a l'intention d'investir 5 milliards de dollars dans l'énergie solaire d'ici 2025. Gestion Arabie Saoudite prévoit d'augmenter la part des SER dans les PSE à 10 % d'ici 2023 (correspondant à une capacité installée de 9,5 GW) et d'investir 7 milliards de dollars dans des actifs solaires et éoliens d'ici fin 2018. Saudi Aramco prévoit d'augmenter l'utilisation des panneaux solaires dans les secteurs en amont et en aval, car les panneaux solaires alimentés par batterie sont déjà la véritable concurrence pour les lignes électriques des centrales électriques traditionnelles, a déclaré le directeur général de Saudi Aramco, Amin Ben Hassan Nasser. Le développement actif des énergies renouvelables et l'implication de Saudi Aramco dans des projets "verts" sont en partie associés à l'introduction en bourse prévue de la société. De cette façon, les acteurs veulent attirer des capitaux étrangers axés sur les énergies renouvelables et s'éloigner de l'image d'un géant pétrolier qui ne fait que nuire à l'environnement. Une autre société du Moyen-Orient, Kuwait Oil Company, a annoncé qu'elle utilisera la production d'énergie solaire pour les activités de récupération de pétrole dans ses champs en cours de développement. Le Koweït, un important exportateur de pétrole sur le marché mondial, importe du GNL pour ses propres besoins énergétiques, de sorte que l'utilisation de l'énergie solaire pour la production de vapeur et d'autres EOR à forte intensité énergétique sera plus rentable. La société va coopérer avec une filiale de Shell Glass Point, dont les représentants affirment que l'utilisation de l'énergie solaire réduira de 2 fois les coûts actuels de l'EOR - de 13 $ à 6 $ pour 1 BTU.

À Oman, Petroleum Development Oman travaille depuis longtemps avec Shell et utilise la technologie Glass Point Solar pour améliorer les facteurs de récupération du pétrole. Selon les plans d'Oman, d'ici 2025, 10 % des SPE du pays devront provenir de SER, la capacité installée de SER devrait être de 2,5 à 3 Go. Oman Oil Company, en collaboration avec Glass Point, construit la plus grande centrale solaire au monde pour générer de la vapeur afin d'augmenter le facteur de récupération du pétrole sur le champ d'Amal, dans le sud d'Oman. Le projet doté d'un budget de 600 millions de dollars réduira les émissions de CO2 de plus de 300 000 tonnes par an. Des panneaux solaires d'une capacité installée de 1 021 MW produiront 6 000 tonnes de vapeur par jour, ce qui, selon Glass Point, réduira de 55 % les coûts de stimulation de la production. De plus, en janvier 2018, Oman Oil Company a lancé un appel d'offres pour la construction d'une centrale solaire de 100 MW dans le sud du pays et a installé des panneaux solaires dans deux stations-service. Un aspect important est également que l'entreprise considère les SER comme une source d'emploi pour les citoyens omanais. Oman Oil Company prévoit de créer 50 000 nouveaux emplois en dehors du secteur pétrolier et gazier (en fait dans le SER) au cours des trois prochaines années.

Plans RES russes Comme l'a noté Alexey Teksler, premier directeur adjoint du ministère de l'Énergie de la Fédération de Russie, en 2017, le volume de mise en service des capacités SER installées en Russie était plus élevé qu'au cours des deux années précédentes. Si en 2015-2016 130 MW ont été mis en service, alors dans le passé - déjà 140 MW, dont 100 MW sont des centrales solaires, 35 MW sont le parc éolien finlandais de Fortum dans la région d'Oulianovsk. Selon REN21, d'ici 2020, la Russie prévoit d'augmenter la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité à 4,5 % ; d'ici 2024 - pour augmenter la capacité de l'énergie solaire jusqu'à 1,8 GW, l'énergie éolienne - jusqu'à 3,4 GW. Selon les prévisions du vice-ministre Alexei Teksler, d'ici 2030, la part des sources d'énergie renouvelables pourrait déjà atteindre 11 % dans le bilan énergétique russe.

Tres précis... Malgré le développement de cette zone par diverses sociétés pétrolières et gazières du monde et les progrès dans le développement des sources d'énergie renouvelables en 2017, les sociétés pétrolières et gazières russes accordent beaucoup moins d'attention au développement de l'énergie "verte". Bien que LUKOIL soit généralement qualifiée de pionnière dans le domaine des énergies renouvelables parmi les sociétés pétrolières et gazières russes, elle a commencé à investir activement dans cette industrie… à l'étranger. En Bulgarie et en Roumanie, l'énergie solaire a d'abord été développée par une société russe comme branche auxiliaire du raffinage du pétrole. En 2017, LUKOIL a également commencé à investir dans le développement de sources d'énergie renouvelables en Russie, après avoir construit et lancé une centrale solaire de 10 MW à la raffinerie de Volgograd. La centrale a été construite en une courte période de 7 mois et permet de réduire les émissions de CO2 de 10 000 tonnes par an et de fournir une production supplémentaire de 12 millions de kWh.

L'énergie éolienne a été développée par LUKOIL en tant que direction indépendante. L'entreprise a collaboré avec l'ERGRenew italien, mais en raison de la suppression des subventions et de la petite échelle des projets, la coopération a été suspendue. Un autre VIOC russe, Gazprom Neft, développe également des sources d'énergie renouvelables sur ses actifs étrangers - au sein de la filiale NIS en Serbie. L'entreprise construit notamment son propre parc éolien à Plandiste avec 40 éoliennes d'une capacité totale de 100 MW. La date de lancement du parc éolien n'est pas encore connue.

Concernant Gazprom, des informations sont apparues selon lesquelles TGC-1, qui fait partie de Gazprom Energoholding, prévoit de construire plusieurs parcs éoliens à Saint-Pétersbourg et dans la région de Leningrad d'une capacité totale de 50 MW. La recherche et l'évaluation des sites doivent être terminées d'ici le 31 octobre 2018. Dans le même temps, le site officiel de Gazprom indique que l'entreprise "soutient l'utilisation de sources d'énergie alternatives dans des conditions économiquement et techniquement justifiées, en particulier dans les zones éloignées ou technologiquement isolées". Le site Web rapporte qu'aujourd'hui, la société exploite 1959 centrales électriques basées sur des ressources énergétiques secondaires et des sources d'énergie renouvelables, y compris celles utilisant des panneaux solaires et des éoliennes (en raison du manque de données sur l'alimentation et d'autres informations plus détaillées, les auteurs n'ont pas pris en compte ces centrales dans le tableau récapitulatif des compagnies pétrolières et gazières russes). À en juger par les informations sur le site Web de Rosneft, le groupe d'entreprises n'a mis en œuvre qu'un seul projet d'énergie renouvelable en 2015-2016. À savoir: LLC RN-Krasnodarneftegaz a installé des éoliennes avec panneaux solaires intégrés dans les installations du champ nommé d'après. S. T. Korotkov dans le territoire de Krasnodar.

…et sceptique Il convient de noter le point de vue sur les SER et la transformation du secteur de l'énergie dans son ensemble du chef du plus grand VIOC russe. Dans son article Rosneft-2022 : Strategy for the Future, publié dans Izvestiya en juin 2017, après l'assemblée générale, le chef de l'entreprise, Igor Sechin, écrit : « De nombreux analystes pensent que l'époque du pétrole comme principale source de l'énergie passe. Mais est-ce? En effet, les énergies alternatives se développent, le secteur de la fabrication de véhicules électriques se développe, l'efficacité énergétique progresse... Mais qu'est-ce qui est complètement passé à côté ? Quel plaisir coûteux de passer des matières premières d'hydrocarbures aux sources d'énergie renouvelables. Et, plus important encore, les sources d'énergie renouvelables ne peuvent pas encore fournir l'échelle nécessaire pour remplacer les sources d'énergie traditionnelles et l'approvisionnement énergétique durable. Alors que le rôle du charbon diminue pour des raisons environnementales, l'énergie nucléaire se limite... Ainsi, la principale charge de répondre à la demande de l'économie mondiale incombe en définitive au pétrole et au gaz. Jusqu'en 2050 et au-delà, l'énergie des hydrocarbures a été et sera en demande.

Les stratégies et leur absence En analysant les changements qui se produisent (ou ne se produisent pas) dans les activités des différentes compagnies pétrolières et gazières, trois conclusions principales peuvent être tirées. Premièrement, il n'y a pas que les compagnies pétrolières et gazières privées qui développent des capacités d'énergie verte dans le but de suivre le marché des nouvelles technologies et de diversifier leurs activités. Les compagnies pétrolières et gazières nationales commencent également à s'impliquer activement dans le développement des SER dans l'ensemble du complexe raisons diverses: pour changer son image sur le marché international, attirer les investissements étrangers, réduire la charge environnementale dans le pays d'opération et même créer de nouveaux emplois. Deuxièmement, les projets les plus réussis des sociétés pétrolières et gazières dans le domaine des énergies renouvelables sont les partenariats stratégiques avec des sociétés spécialisées spécialisées et l'utilisation de technologies prêtes à l'emploi. Cela se justifie par les économies réalisées sur les investissements dans le développement technologique, l'échange d'expériences, ainsi que la réduction des risques financiers et opérationnels. Et troisièmement, les projets SER des compagnies pétrolières et gazières russes ne sont clairement pas de nature systémique. Aucun d'entre eux ne démontre une approche intégrée dans ce sens, il n'y a aucun signe de recherche scientifique conjointe avec des partenaires spécialisés, et il n'y a pas de développements ciblés de technologies dans le domaine des énergies alternatives. La possibilité de changements dans le paysage énergétique, qui à l'avenir pourraient menacer leur cœur de métier, est tout simplement ignorée par eux. En conclusion, notons que, compte tenu du scepticisme des entreprises russes et de leur confiance dans un avenir sans nuage des hydrocarbures, il ne leur serait pas nuisible d'adhérer à la stratégie des entreprises du Moyen-Orient - ne serait-ce que pour des raisons de formation d'une image internationale. En outre, il existe à la fois des opportunités et une faisabilité économique pour minimiser plus activement les coûts de production locaux grâce aux SER.

Comptes pour les hydrocarbures - pétrole, gaz naturel, charbon. Dans la production d'électricité, ils dominent également - environ 70% de l'électricité mondiale est fournie par des matières premières fossiles. Mais aujourd'hui sur marché de l'énergie un nouvel acteur s'affirme activement, promettant de repousser puis d'enterrer les énergies traditionnelles. C'est à propos de énergie renouvelable, qui est déjà passé de la catégorie "alternative" à devenir le principal secteur de base du marché de l'énergie. Il suffit de dire qu'en 2014, dans l'UE, 100 % de l'augmentation nette de la capacité énergétique provenait de sources d'énergie renouvelables (SER). Et même sur une plus longue période, au cours des 15 dernières années, les énergies renouvelables européennes ont pris la première place en termes de croissance.

En Russie, il y a encore une opinion que RES beaucoup plus cher que les méthodes traditionnelles de production d'électricité à base de charbon ou de gaz. Ce n'est plus le cas. Les temps changent vite. En novembre 2015, la banque d'investissement lazard a publié une autre étude sur l'économie énergétique américaine "Levelized Cost of Energy Analysis - 9.0". Pour les observateurs extérieurs habitués à lire dans notre presse le « coût élevé et la subvention » des énergies renouvelables, les résultats de ces travaux peuvent sembler sensationnels. Les «nouvelles sources d'énergie renouvelables», qui comprennent principalement l'énergie éolienne et solaire, sont les moyens les moins chers de produire de l'électricité.

Coût de la production d'électricité sans subventions

Comme il ressort des chiffres ci-dessus, seule la production au gaz (cycle combiné) peut aujourd'hui concurrencer les énergies renouvelables, ce que confirment les statistiques de mise en service de nouvelles capacités aux États-Unis. L'abondance de gaz propre bon marché sur le marché américain contribue à la création de nouvelles centrales électriques au gaz. Dans le même temps, les volumes de leur mise en service en 2015 sont inférieurs à la fois à l'éolien et au solaire. Des cas de conclusion de contrats de gros à long terme pour la fourniture d'énergie éolienne à des prix nettement inférieurs à ceux de l'électricité au gaz sont enregistrés. Américain Énergie Xcel achète de l'énergie éolienne à 25 $ par MWh, tandis que l'électricité au gaz dans le cadre de contrats de même durée coûte environ 32 $ par MWh, et s'assure ainsi en plus contre les fluctuations de prix sur les marchés des matières premières. Il convient de noter que ces prix de l'électricité éolienne sont comparables au coût de l'électricité sur le marché de gros russe.

La production au charbon est associée à des coûts d'investissement spécifiques élevés, à un long cycle de construction et, surtout, est menacée en raison de l'importance croissante de la politique climatique. Le charbon, matière première la plus polluante en termes d'émissions de gaz à effet de serre, devient peu à peu le combustible d'hier.

L'instabilité de la production d'électricité SER peut nécessiter un certain nombre de mesures visant à une intégration sans douleur dans le réseau électrique. Par conséquent, les sceptiques soutiennent que le calcul du coût de l'énergie devrait prendre en compte ces coûts. Lazard estime ces coûts d'intégration à 2-10 MWh. Dans le même temps, il convient de noter que la nécessité de telles mesures et les coûts correspondants ne surviennent qu'avec des volumes importants de production "discontinue" et, d'autre part, un sous-développement du réseau. Ainsi, le plus grand opérateur de réseau allemand 50 herz prétend (et il le voit mieux que quiconque) que le réseau électrique peut "assimiler" une part de 70 % de la production solaire et éolienne sans utiliser de stockage supplémentaire.

La compétitivité des prix est atteinte par les SER sur différents marchés dans temps différent. En Chine, la production de charbon est toujours moins chère, mais le gaz est plus cher que l'électricité éolienne et solaire. En Allemagne et au Royaume-Uni, l'électricité des parcs éoliens est déjà moins chère que la production au charbon et au gaz - publie Financement des nouvelles énergies Bloomberg.

L'énergie éolienne est devenue un secteur clé de l'industrie énergétique mondiale. Dans l'UE, aux États-Unis, en Chine, il occupe une position de leader en termes de mise en service de nouvelles capacités énergétiques en 2014 et 2015. Dans l'UE, plus de capacité a été installée dans l'énergie éolienne au cours des 15 dernières années que dans tout autre secteur de l'électricité. Après l'éolien, l'énergie solaire arrive de plus en plus, qui à l'horizon de dix ans peut dépasser l'éolien en termes de coût de production d'électricité (LCOE). L'énergie solaire (plus précisément sa principale filière photovoltaïque) se distingue par une ingénierie simple et des délais de construction courts.

Une installation photovoltaïque moderne est en fait une solution en boîte typique, dont la mise en œuvre est associée à un ensemble minimum de travaux préparatoires et de construction. La plus grande centrale solaire d'Europe récemment raccordée au réseau en France Cestas, d'une capacité de 300 mégawatts, a été conçu et construit en un an seulement. De plus, par rapport à l'éolien, l'énergie solaire a un grand potentiel "d'apprentissage" - réduisant les coûts d'investissement spécifiques en raison de la poursuite de la croissance de la production de masse et augmentant l'efficacité des modules photovoltaïques. Bien sûr, le prix de l'électricité éolienne continuera également de baisser, mais le potentiel ici n'est pas si élevé.

Ainsi, à court terme, une nouvelle structure énergétique se dessinera avec la prédominance évidente de la production solaire et éolienne, qui dominera dans les régions aux conditions naturelles adaptées (potentiel solaire et éolien). En conséquence, l'utilisation de matières premières fossiles pour la production d'électricité sera réduite. La première victime, comme nous l'avons noté, sera le charbon, qui est susceptible de faire l'objet de restrictions sous la forme d'une taxe carbone et même, sur certains marchés, d'une interdiction totale.

Le sort du gaz naturel est en question. S'il y a quatre ans Agence internationale de l'énergie (AIE) annoncé un « âge d'or du gaz naturel », aujourd'hui l'optimisme s'est estompé. Des capacités gazières se construisent aux Etats-Unis, mais ne sont presque jamais mises en service en Allemagne, en Inde et en Chine, où elles sont, semble-t-il, destinées à remplacer le charbon sortant. Sur ces marchés, le "carburant bleu" perd au profit d'autres modes de production en termes économiques - même si bas prix sur les matières premières.

Le pétrole n'étant presque jamais utilisé pour la production d'électricité, le développement des énergies renouvelables ne menace pas directement le marché pétrolier. Le danger vient de l'autre côté. Plus de 60% du pétrole mondial est brûlé aujourd'hui dans le secteur des transports. Par conséquent, le développement de technologies de transport alternatives à l'avenir entraînera une diminution de la demande d'or noir.

L'énergie renouvelable est devenue une grande entreprise, employant environ 8 millions de personnes dans le monde. Ce n'est qu'en 2014 que le volume investissement dans les énergies renouvelables s'élevait à 310 milliards de dollars.La popularité de l'énergie propre est allée bien au-delà du secteur de l'énergie lui-même. Des centaines d'entreprises, y compris les plus grandes STN non directement liées au secteur de l'énergie, déclarent leur engagement envers les énergies renouvelables. Il existe une initiative mondiale RE100. Cet acronyme signifie "100% énergie renouvelable". Les participants comprennent IKEA, Johnson&Johnson, Goldman Sachs, Google, H&M, Mars, Microsoft, Nike, Unilever et plein d'autres. Les entreprises s'engagent volontairement à utiliser exclusivement de l'énergie propre dans leur vie. Par exemple, IKEA s'est engagé à s'approvisionner en électricité 100 % renouvelable d'ici 2020.

Les obligations d'utilisation des énergies renouvelables ne signifient pas toujours qu'une entreprise est totalement autonome en électricité renouvelable (par exemple, en installant des modules solaires sur le toit). Ainsi, depuis 2007, Google est une entreprise "climatiquement neutre". En même temps, elle se fournit en énergie renouvelable à 30 %. La « neutralité climatique » est obtenue en investissant dans des actifs d'énergie renouvelable dans le monde entier qui fournissent une production égale à la consommation de Google. Pomme, la société la plus précieuse au monde en termes de capitalisation, fournit de l'électricité 100 % propre à ses opérations nord-américaines et à ses centres de données dans le monde entier. Dans les coûts énergétiques mondiaux d'Apple, les SER couvrent aujourd'hui 87 %.

Ces exemples, bien sûr, reçoivent un grand tollé public, de la forme opinion publique et, par conséquent, influencer les décisions politiques qui stimulent le développement ultérieur des SER.

En Russie, au niveau des entreprises, l'utilisation des sources d'énergie renouvelables est encore impopulaire. Cela est dû à la présence de matières premières fossiles et d'électricité relativement bon marché, au développement insuffisant des technologies russes proprement dites et, par conséquent, au coût élevé des équipements. Parallèlement, dans le segment des petites entreprises des régions du sud, l'utilisation de la production solaire est assez demandée, surtout si l'entreprise opère dans des zones non couvertes par les réseaux de distribution d'électricité et de gaz.

Dans le secteur énergétique russe, les SER se développent plus activement. L'acteur principal est GC "Rénova", dont les entreprises ont construit la première usine du pays pour la production de modules photovoltaïques (avec la participation de " Rosnano”), ouvrir des centrales solaires (SPP) et les gérer. De nouveaux projets ont déjà été constitués pour la construction de 280 MW de capacités SPP d'ici fin 2019.

Le développement de l'énergie éolienne en est encore à ses balbutiements. Il existe des plans bien élaborés pour la localisation de la production d'équipements, dans le même temps, à ce jour, un seul projet de parc éolien de 35 MW a été sélectionné, qui devrait être construit en 2016. Les autres plans de développement des sources d'énergie renouvelables sont assez modestes - d'ici 2024, 6 GW de production solaire, éolienne et de petites centrales hydroélectriques devraient fonctionner au total (en Chine, il y en aura cent fois plus à cette époque). Dans le même temps, il faut tenir compte des spécificités des matières premières russes, ainsi que de la présence de capacités énergétiques excédentaires sur le marché.

Les mesures de soutien existantes pour les sources d'énergie renouvelables en Russie créent des opportunités pour leur développement, y compris pour la production locale d'équipements appropriés. Dans le même temps, des mesures ciblées ne peuvent pleinement compenser les lacunes de l'environnement dans son ensemble. Le coût élevé du capital, le manque de ressources financières entravent le développement industriel de la Russie, y compris l'ingénierie énergétique.

Seuls deux tours de la première série de dix enchères pour le placement d'installations d'énergie renouvelable en mai-juin n'ont pas eu lieu. Cela a été annoncé lors du deuxième sommet RES à Astana par le directeur du département concerné du ministère de l'Énergie Ainur Sospanova.

"Les représentants ont participé Fédération Russe, Bulgarie, Chine, Turquie, France. Pour nous, c'est un bon indicateur que nous allons dans la bonne direction. Sur dix enchères, deux enchères n'ont pas eu lieu. La première enchère concerne les parcs éoliens de la zone ouest, 50 MW. Je ne comprends pas pourquoi ils n'ont pas eu lieu, car en fait, dans l'ouest, le vent peut être un projet très efficace. La raison, probablement, est qu'ils n'ont pas eu le temps de se préparer, et nous pensons qu'aux enchères d'automne dans l'ouest, il y aura des candidats pour la mise en œuvre de tels projets. Jusqu'à présent, nous n'avons eu qu'une seule candidature. La deuxième enchère, qui n'a pas eu lieu, concerne les projets de stations solaires de 10 MW dans les zones nord et ouest. Ici, l'explication est claire qu'il est plus efficace de faire des projets solaires dans le sud, et donc nous avons donné une opportunité à ceux qui souhaitent essayer de mettre en œuvre 10 MW, mais l'enchère n'a pas eu lieu », a déclaré Sospanova dans son discours à le sommet.

Les huit enchères restantes ont montré une bonne dynamique, selon le chef du département RES. Au total, 42 entreprises de six pays du monde ont participé aux appels d'offres.

« En matière d'éolien, le volume de capacité installée achetée s'élève à 100,85 mégawatts. 19 candidatures ont été reçues, le nombre de gagnants au total est de 10. Pour la centrale solaire, le volume de capacité installée achetée s'est élevé à 68 mégawatts. 25 candidatures ont été reçues, le nombre de gagnants était de quatre entreprises. Nous avons acheté 20,6 mégawatts pour les centrales hydroélectriques, huit candidatures ont été reçues, le nombre de gagnants était de quatre. Pour les installations de biogaz, ce qui est également réjouissant, c'est que nous avons également pu tirer au sort cinq mégawatts. Trois candidatures ont été reçues, le nombre de gagnants est d'un », a-t-elle précisé.

Il convient de noter que, malgré les garanties de fournir des terrains pour des projets basés sur les résultats de l'enchère, seules trois entreprises gagnantes ont demandé des terrains, et la plupart des gagnants sont venus avec des terrains déjà attribués.

La dernière enchère pour une capacité solaire de 50 MW dans le sud a été très active, avec 14 offres couvrant une large couverture géographique. Par conséquent, le département de l'énergie forme des attentes optimistes pour les centrales solaires au sud d'une capacité de 150 MW et les installations éoliennes au nord d'une capacité de 250 MW, qui seront mises aux enchères à l'automne.

Pause tarifaire

« Si nous parlons de tarifs, alors la réduction était vraiment très bonne pour nous. Étant donné que les projets ont donné des tarifs différents pour les parcs éoliens à partir de 22,68 tenges de départ, mais il y a eu une baisse au niveau de 17,49 tenges - c'est pour 50 mégawatts dans la zone nord. Pour les stations solaires, nous avons réduit à 25,8 tenge (par kWh, le tarif de départ est de 34,61 tenge par kWh. - Rouge.) est de 50 mégawatts dans le sud du Kazakhstan. Pour les centrales hydroélectriques - jusqu'à 13,13 tenge (par kWh, tarif de départ - 16,71 kWh. - Rouge.), ce qui est également encourageant. Pour les installations de biogaz, une diminution insignifiante, mais tout de même de 32,15 tenge par kilowattheure (tarif de départ - 32,23 kW/h. - Rouge.). Je pense que c'est déjà un signal pour le marché - dans quelle direction aller, géographiquement, comment la distribution est possible. Nous analyserons du point de vue de la psychologie de la vente aux enchères, préparerons le cadre juridique afin de tenir des ventes aux enchères à l'automne. Les règles vont changer, les règles seront améliorées afin de rendre la participation plus compréhensible pour nos participants, de réduire les barrières administratives, et nous le ferons en juillet-août », a déclaré Sospanova.

Les enchères de ce printemps et de cet automne sont à conditions tarifaires égales. En 2019, après analyse, les tarifs marginaux des enchères seront révisés, a précisé un représentant du ministère de l'Énergie dans un entretien avec.

Évidemment, les enchères de l'année prochaine seront basées sur des taux moyens pour différentes capacités, qui ont été atteints lors des enchères de printemps et d'automne pour une baisse. Naturellement, on suppose que les projets qui ont montré les tarifs minimaux dans la concurrence et "cassent le marché" peuvent ne pas être achevés en raison de l'insolvabilité économique, mais affecteront les tarifs plafonds des enchères en 2019 à travers les niveaux de prix déclarés par eux. .

Selon Daryn Tokhtarov, un représentant de Taraz Greenpower Jenco, leur projet HPP n'a pas remporté le lot d'enchères hydroélectriques, mais ce fut une bonne expérience.

"Je ne sais pas dans quel état nos rivaux se sont approchés, mais nous avons déjà approché la vente aux enchères avec un terrain, des conditions techniques, avec une documentation de travail développée, passé l'examen d'État. Nous avions un package complet », a-t-il déclaré en marge du sommet.

Selon Tokhtarov, il sera possible d'évaluer le succès des enchères dans un an. C'est à cette date que les entreprises lauréates devront notifier le début des travaux de construction de l'installation d'énergie renouvelable. Pour ce faire, si nécessaire, le lauréat devra allouer un terrain puis recevoir les conditions techniques de raccordement, et en cas d'implantation d'une centrale hydroélectrique, déterminer l'emplacement du tracé fluvial. Si de solides instituts de conception sont impliqués dans l'élaboration d'une étude de faisabilité, il ne sera pas facile de parcourir toutes ces procédures en un an, estime un représentant de la société Taraz.

Instabilité "verte"

Selon Armen Arzumanyan, un représentant du projet Future Energy de Tetra Tech, financé par l'USAID, la plupart des investisseurs potentiels dans l'énergie verte au Kazakhstan sont préoccupés par les perspectives financières. Maintenant, les volumes sont faibles, mais il y a un manque de confiance dans les achats garantis à l'avenir. Une solution doit être trouvée ici, estime Arzumanyan. Soit dit en passant, il y a un an, l'Agence internationale pour les énergies renouvelables IRENA Kazakhstan pour capitaliser le RFC.

De plus, le projet USAID estime qu'il est souhaitable de préparer un programme d'enchères trois à cinq ans à l'avance afin que des acteurs internationaux de qualité puissent s'y préparer. C'est particulièrement vrai pour l'énergie éolienne, où il est nécessaire de faire des mesures détaillées sur une longue période de temps, alors que les volumes solaires peuvent être lus à partir d'un satellite. Les investisseurs sont également préoccupés par la question des terrains, qui ne seraient pas garantis lors de la participation aux enchères. Il y a des questions sur le raccordement au réseau électrique, qui n'est pas défini par des procédures et des délais clairs.

Une des solutions pourrait être la création d'une agence distincte pour les énergies renouvelables, qui catalysera le développement des énergies « vertes » à moyen terme. En général, dans le projet de profil, l'USAID s'inquiète de l'absence d'une stratégie pour le développement de l'industrie de l'énergie électrique du Kazakhstan pour une période à long terme de 20 à 30 ans et du fait que les décisions sont prises sur la base d'un projet, et non systématiquement. De plus, on ne sait pas dans quelle mesure le système énergétique kazakh est prêt à intégrer les volumes prévus d'énergie renouvelable, a déclaré Arzumanyan, s'exprimant lors de la table ronde du sommet.

Marat Yelibayev, banquier en chef du département de l'énergie et des ressources naturelles de la BERD pour la Russie, le Caucase et l'Asie centrale, a également confirmé dans son rapport que la question de la solvabilité à long terme du RFC est toujours à l'ordre du jour. En outre, il existe des risques de réduction de l'électricité transmise à partir des SER dans le réseau (risque de réduction) en raison des capacités limitées, a-t-il noté.

Shaimerden Chikanaev, directeur du département bancaire et financier du cabinet d'avocats GRATA International, convient que les investisseurs doutent un peu que le RFC soit en mesure de fournir durablement des paiements pour l'électricité SER à moyen terme. Par conséquent, il propose de faire de KEGOC lui-même un acheteur unique, qui opérera sur le marché traditionnel de la capacité de l'industrie électrique à partir de 2019. Ensuite, les projets d'énergie verte deviendront immédiatement bancables (garantie de générer des revenus. - Rouge.), l'avocat en est sûr.

Commentant la question de l'éventuelle future liquidité limitée du FFC, Ainur Sospanova a déclaré que si le gouvernement envisageait cette différentes variantes.

« Nous avons examiné différentes options. Ils sont toujours coincés dans une impasse. Mais le RFC a fonctionné, à mon avis, au cours des cinq dernières années, depuis sa création, de façon constante. Pour croire à ce schéma d'achat et de vente, pour croire au RFC, il faut qu'ils acquièrent de l'expérience. Dans cinq ans, plus personne ne se posera de questions sur la liquidité du RFC, puisqu'elle sera assez stable. Ils acquerront déjà de l'expérience, le fonds de réserve dont ils disposent, et le système fonctionnera déjà. Mais, à mon avis, le régime qui est énoncé dans la loi est un régime de travail. L'investisseur, bien sûr, doit fermer de toutes parts, mais, à mon avis, nous avons un régime de soutien sans précédent dans le secteur des énergies renouvelables, et l'investisseur peut encore prendre des risques. Mais ici la question n'est plus les risques, mais la question est plutôt la confiance dans le RFC ou la méfiance. Si vous faites confiance - venez, mettez en œuvre des projets. Jusqu'à présent, il n'y a pas de tels programmes de travail qui seraient là, mais nous ne voulons pas les utiliser - il n'y a rien de tel, ils n'existent tout simplement pas, ce programme fonctionne, nous avons examiné toutes les possibilités », a-t-elle déclaré. indiqué.

« Je pense que le secteur va se développer dans le cadre du schéma actuel. Les investisseurs qui travaillent déjà dans ce secteur, ils confirment que les paiements sont bien effectués le même jour, il n'y a pas de questions. Une autre conversation est que l'organisme agréé garantit que le centre de règlement financier fonctionnera toujours sur le marché. Si le RFC fait faillite, alors on crée un autre RFC, qui prend le relais, est le successeur légal, et puis le marché fonctionne. Ce régime est défini dans la loi, donc je n'y vois absolument aucun problème », a déclaré le directeur du département RES.

Rappelons, selon le KEGOC, en 2017, par l'intermédiaire du centre de règlement financier (RFC) de la compagnie nationale, environ 15 milliards de tenge, qui ont reçu des installations d'énergie renouvelable pour l'électricité qu'elles ont produite durant cette période.

Abstinence des grands investisseurs

Selon Daryn Tokhtarov, les investisseurs occidentaux, avec qui travaille Taraz Greenpower Jenco, s'alarment des changements fréquents dans le domaine de la réglementation des énergies renouvelables.

« Nous avons commencé notre projet avec un tarif individuel, approuvé selon l'étude de faisabilité. Puis on nous a dit : "On change la loi, maintenant on travaille au forfait". Maintenant les taux fixes sont balayés, maintenant les enchères. Dans les entreprises qui travaillent avec des capitaux étrangers, les décisions ne sont pas prises aussi rapidement - un certain mécanisme doit être adopté, une analyse doit être effectuée, des rapports doivent être soumis. Il y a là une certaine difficulté. Mais quand même, le marché est prometteur, nous sommes là, nous travaillons, nous aimons cette direction. Par conséquent, nous coopérons activement avec le département RES, nous ferons nos propositions dans le cadre du changement et de l'ajustement des règles (tenue des enchères. - Rouge.) », a-t-il déclaré lors d'une conversation avec .

Une révolution tranquille a eu lieu sur le marché russe des énergies renouvelables, qui n'a été remarquée jusqu'à présent que par des spécialistes. Le 23 janvier 2015, le décret du gouvernement de la Fédération de Russie n° 47 « portant modification de certaines lois du gouvernement de la Fédération de Russie sur la promotion de l'utilisation des sources d'énergie renouvelables sur les marchés de détail de l'électricité » a été publié. Depuis ce moment, le pays a lancé un marché de détail pour l'électricité et la capacité dérivée de sources renouvelables - en plus du marché de gros, qui a déjà deux ans.

Commençons par le fait que cette résolution n'est pas la première concernant l'organisation du marché de détail de l'électricité à partir de SER, et introduit un certain nombre de changements et de clarifications par rapport aux résolutions précédentes qui décrivaient divers aspects du marché émergent de l'énergie de détail (capacité).

Pour devenir un acteur du marché de détail de l'énergie à partir de RES, vous devez passer par plusieurs étapes. Pour ceux qui se souviennent du nôtre, cet algorithme est certainement familier : il y a beaucoup de choses en commun. La première étape est d'entrer dans le schéma régional et le programme de développement énergétique. Pour les installations SER, ces schémas et programmes devraient prévoir des projets pertinents. L'admission au programme se fait sur concours. Le concours doit être annoncé dans les médias au plus tard 30 jours avant la sélection compétitive. Après le concours, tous les documents sont publiés dans les 10 jours à compter de la date de fin de la procédure de sélection compétitive. Les documents doivent refléter le montant des coûts d'investissement par kilowatt de capacité d'une installation de production fonctionnant sur la base d'énergie renouvelable, ainsi que le moment du retour du capital investi et le niveau de base du taux de retour sur capital.

L'un des critères importants pour réussir le concours est le respect de la règle de localisation : au moins une certaine proportion des équipements, travaux et services utilisés doit être produite ou fournie en Russie. Toutefois, cette exigence ne sera pertinente que pour les installations mises en service après le 1er janvier 2017. Jusque-là, au moins tout le matériel utilisé peut être importé.

Et ce n'est qu'après que l'objet, fonctionnant sur la base de l'utilisation de sources d'énergie renouvelables, est inclus dans le schéma et le programme de développement prospectif de l'industrie de l'énergie électrique d'une région donnée, que l'investisseur reçoit un "feu vert" pour la construction de l'établissement.

Une fois l'installation construite, elle est qualifiée, tout comme sur le marché de gros. Rappelons que cela signifie qu'il doit être reconnu comme un objet qui génère de l'énergie à partir de sources renouvelables. La fonction de cette vérification par décision du gouvernement est confiée au NP "Conseil du marché". L'installation doit fonctionner exclusivement au SER ou en mode d'utilisation combinée du SER et d'autres types de combustibles. En conséquence, il devrait y avoir des dispositifs de mesure séparés.

Le point le plus important et le plus difficile sur le plan méthodologique est la procédure de détermination du prix ou du tarif à long terme, sur la base de laquelle le retour sur investissement sera effectué. Ce tarif à long terme est fixé par l'autorité exécutive régionale qui réglemente les prix et les tarifs pendant 15 ans avec un taux de rendement fixe. Et ce n'est qu'après avoir convenu d'un tel tarif que l'installation de production commence à fonctionner pleinement et à vendre de l'électricité sur le marché de détail. Mais contrairement au marché de gros, le marché de détail n'a pas encore de normes de coûts marginaux du capital (nous attendons juste que le gouvernement russe publie un décret à ce sujet), ni de méthodologie pour déterminer le tarif à long terme : le gouvernement fédéral Tariff Service ne fait que préparer un tel document.

C'est un schéma général, dans lequel, bien sûr, il y a des nuances.

Dans les territoires appartenant aux zones dites hors prix et prix du marché de gros, il existe une restriction : le volume total d'électricité produite par les entreprises d'énergie renouvelable ne doit pas dépasser 5 % du volume des pertes d'électricité dans les réseaux. La restriction est causée par le fait que les organisations de réseau sont obligées d'acheter de l'électricité à partir de SER à des tarifs majorés (à long terme) afin de compenser les pertes dans les réseaux. Sans une telle limite, les entreprises de réseau encourraient des coûts gigantesques.

Mais dans les territoires isolés et non connectés technologiquement à l'UES, l'essentiel est de réduire le coût de l'électricité. Par conséquent, au moins toute l'énergie ici peut provenir uniquement de sources d'énergie renouvelables, si cela est économiquement viable.

Lors de la détermination du tarif, les autorités exécutives du sujet de la fédération dans le domaine de la réglementation tarifaire doivent tenir compte du montant de base du capital investi, du montant du capital investi réduit par unité de capacité installée, du niveau de base de rendement sur les obligations gouvernementales à long terme et le niveau de rendement de base du capital investi dans une installation de production, ainsi que la période de rendement du capital investi.

Le montant de base du capital investi est déterminé égal à la moindre des trois valeurs : le coût de construction d'une installation de production, y compris le coût des travaux de conception et d'étude et de raccordement technologique aux réseaux, ou le produit de la puissance installée de l'installation de production et la valeur des coûts en capital pour la production d'un kilowatt de capacité installée, déterminée sur la base des résultats d'une sélection concurrentielle, ou le capex maximal pour le produit d'un kilowatt de capacité installée d'une installation de production, qui sera fixé par un ordre spécial du gouvernement de la Fédération de Russie. Dans les zones isolées, seules les deux premières valeurs sont prises en compte. Ainsi, dès la publication de la méthodologie de détermination du tarif FTS long terme, le mécanisme incitatif SER pour les territoires isolés entrera pleinement en vigueur.

Il y a une autre différence. Si dans les zones tarifaires et hors prix du marché de gros, l'électricité est vendue à un organisme de réseau, alors dans les zones des territoires isolés, l'électricité est vendue à un fournisseur de garantie déterminé dans ce territoire. Dans les régions isolées de Sibérie et d'Extrême-Orient, la même entreprise est souvent à la fois centrale de production, organisation de réseau et fournisseur de dernier recours. Et aujourd'hui, un tarif économiquement justifié (c'est-à-dire calculé en fonction des coûts réels) est obtenu bien plus que le tarif pour la population. Dans le même temps, en raison de l'inflation, le coût de l'électricité augmente dans les centrales diesel-électriques des régions éloignées. Le soutien aux systèmes énergétiques dans les zones isolées s'effectue en compensant les pertes de revenus du budget régional, en subventionnant les organismes régionaux pour la fourniture d'électricité à la population.

Lorsqu'un investisseur d'une installation d'énergie renouvelable apparaît, il recevra le paiement de l'électricité au tarif à long terme calculé pour lui. Il transférera l'électricité au fournisseur garant opérant dans la zone et recevra le paiement de sa part. Dans le cadre du mécanisme actuellement en place, les subventions des entités constitutives de la fédération seront conservées et transférées au fournisseur de dernier recours afin qu'il puisse payer l'électricité de l'installation de production d'énergie renouvelable dans ces zones isolées. Mais comme nous nous en souvenons, au stade de la sélection compétitive pour le droit d'être inclus dans le schéma de développement prospectif de l'industrie de l'énergie électrique dans la région, les projets sont sélectionnés qui réduisent finalement le coût de l'électricité.

Après 15 ans, les autorités exécutives des sujets de la fédération dans le domaine de la réglementation tarifaire établiront un nouveau tarif pour ces objets en utilisant la méthode des coûts économiquement justifiés pour l'électricité et la puissance. Cela se fera sans tenir compte taille de base capital investi. Et puisque les coûts pour les investisseurs seront déjà remboursés, le coût de l'électricité baissera, car elle sera produite au détriment des énergies renouvelables, et le prix final pour les consommateurs diminuera.

En conclusion, comparons pour plus de clarté les principales dispositions du mécanisme incitatif SER sur les marchés de gros et de détail de l'électricité.

1. Des sélections compétitives sont organisées à la fois là-bas et là-bas. Mais sur le marché de gros, cela est fait par NP Market Council, et sur le marché de détail, la concurrence est tenue par le sujet de la fédération.
2. Tant là-bas que là-bas, les installations doivent être incluses dans le schéma et le programme de développement prospectif de l'industrie de l'énergie électrique dans la région, mais pour les installations d'énergie renouvelable sur le marché de détail, la concurrence se déroule précisément pour le droit d'être inclus dans ce programme.
3. Tant sur les marchés de gros que de détail, les objets doivent passer la qualification, mais pour le marché de détail, il devient nécessaire d'obtenir, d'enregistrer et de racheter des certificats d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables. Un tel critère n'existe pas sur le marché de gros.
4. Là et là, l'installation doit disposer d'instruments et de moyens de comptage d'électricité commerciale. Parallèlement, l'installation est gérée par le gestionnaire de réseau sur le marché de gros, tandis que le gestionnaire de réseau n'apparaît pas sur le marché de détail. Les installations SER sur le marché de détail ne sont pas incluses dans le champ d'application du contrôle de répartition régional.
5. Tant sur le marché de gros que sur le marché de détail, le retour sur investissement est fixé à 15 ans. Les différences résident uniquement dans le calcul du taux de rendement des installations d'énergie renouvelable dans les zones isolées.
6. Là et là, le principe de localisation est appliqué. Les exigences relatives au niveau de localisation sont les mêmes, de même que les sanctions en cas de non-conformité.

Ainsi, on peut affirmer que les mécanismes visant à stimuler le développement des sources d'énergie renouvelables en Russie sont en vigueur. Des projets ont déjà été mis en œuvre sur le marché de gros de l'électricité et de la capacité, et sur le marché de détail, ils commenceront à être mis en œuvre cette année. En conséquence, nous pouvons dire que l'industrie des SER a sérieusement commencé à travailler en Russie.