Влияние декарбонизации на потребление природного газа в европейской электроэнергетикеv-evropeyskoy-elektroenergetike_101945

В 1987 в связи с катастрофой на Чернобыльской АЭС итальянцы провели референдум о целесообразности использования атомной энергетики. Большинство граждан высказались за отказ от мирного атома. Последняя АЭС Италии была остановлена ??в 1990 году. В свою очередь Австрия запрещает даже импортировать электричество, произведённое АЭС других стран. В Швеции в 1980 г. на референдуме приняли решение о поэтапном выводе АЭС из эксплуатации.

Доля атомной генерации в странах Евросоюза к 2050 году должна составлять не менее 25%. Это является необходимым условием для того, чтобы выполнить существующие международные договорённости по недопущению глобального потепления. Такие выводы содержатся в докладе, который представил Европейский ядерный форум Pathways to 2050: role of nuclear in a low-carbon Europe https://www.foratom.org/2018-11-22_FTI-CLEnergy_Pathways2050.pdf.

Производство возобновляемой электроэнергии. Электроэнергия, произведенная из возобновляемых источников, увеличилась более чем вдвое за предыдущее десятилетие (рост на 107%) со среднегодовым показателем в 6,8%. Наблюдаемое увеличение произошло в контексте национальной политики и политики поддержки возобновляемых источников энергии ЕС и значительного сокращения затрат, достигнутого в последние годы некоторыми технологиями использования возобновляемых источников энергии.

Рисунок 7. Валовая выработка электроэнергии из возобновляемых источников энергии, 1990-2016, ТВт.ч.

Источник: Евростат



Относительная важность возобновляемых источников энергии по отношению к чистой выработке электроэнергии в ЕС-28 увеличилась за последнее десятилетие практически в два раза с 13,6% до 25,5%, в то время как значение горючего топлива уменьшилось с 56,8% до 48,7%, а также снижение доли электроэнергии, вырабатываемой на атомных электростанциях, с 29,4% до 25,7%.

Среди возобновляемых источников энергии доля солнечной и ветровой энергии является доминирующей и наиболее значимой. В период с 2006 года доля солнечной энергии возросла с 0,1% до 3,5% в 2016, а ветряной соответственно с 2,6% до 9,7% в 2016 году.

Углеродоемкость производства электроэнергии в ЕС. В 2017 году выбросы CO2 в ЕС были на 19,5% ниже, чем в 1990 году, и на 16,5% ниже, чем в 2005 году ( Рис.8). Произошли сильные сокращения в промышленности, энергетике и строительстве, но не в транспортном секторе.

Рисунок 8. Углеродоемкость выбросов (г CO2 / кВтч)

Источник: МЭА

Данный показатель рассчитывается как отношение выбросов CO2 от генерации электроэнергии и валового производства электроэнергии. Это представляет собой среднегодовое снижение на 2% в год в течение всего периода. Такая тенденция свидетельствует о том, что это произошло из-за повышения эффективности преобразования и перехода от ископаемого топлива к возобновляемому топливу в производстве электроэнергии.

Страны-члены значительно различаются в отношении углеродоемкости выбросов CO2 при производстве электроэнергии. Эстония (821 г CO2 / КВт.ч.), Польша (773 г CO2 / кВтч) и Мальта (680 г CO2 / кВтч) и Кипр (678 г CO2 / кВтч) показали самые высокие значения выбросов в результате использования углеродоемких топливных ресурсов и наличием относительно меньшего количества возобновляемых источников энергии. С другой стороны Швеция (13 г CO2 / кВтч в 2016 году), Литва (18 г CO2 / кВтч) и Франция (58 г CO2 / кВтч) характеризуются противоположной тенденцией и наименьшими значениями углеродоемкости. Самые высокие показатели декарбонизации в производстве электроэнергии за период 1990-2016 гг. были зафиксированы в Литве (снижение на 89%) и Дании (снижение на 74%), а также в Словакии (снижение на 73%) и Франции (сокращение на 68%).

Электроэнергетическая отрасль Европы сталкивается с перспективой глубоких преобразований. Европейская комиссия представила в 2011 году свою Дорожную карту на 2050 год, которая предусматривает сокращение выбросов CO2 в пределах от 80% до 95% European Commission, A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050, March 2011. Декарбонизация энергетического сектора в течение следующих двух десятилетий станет беспрецедентной трансформацией с точки зрения амбиций и темпов развития электроэнергетики The Crisis of the European Electricity System Diagnosis and possible ways forward. Стр. 85(скач пдф).

Многочисленные модели и траектории цен на углерод, необходимые для обеспечения декарбонизации, были получены в результате многочисленных моделей исследований. На их основании прогнозируемые значения колеблются между 357-75 / тCO2 в 2030 году и 250 евро / тСО2 в 2050 году. Предполагается, что до 2050 года бремя цен на углерод будет намного меньше, например в 2040 году. То есть будет происходить резкое изменение в приведенной стоимости на выбросы парниковых газов. Ясно, что при данных допущениях уголь становится неэкономичным, в то время как неослабевающий газ остается конкурентоспособным по отношению к ВИЭ и атомной энергетикой с наименьшими затратами.

2.1.2 Спрос

Конечное потребление электроэнергии -- это общее потребление электроэнергии в секторах конечного спроса на энергию, включая показатели импорта и вычитая экспорт. Значение не включает в себя потери или использование преобразователей, потери при передаче или же распределении электроэнергии.

Спрос на электроэнергию увеличивался каждый год в период с 1994 по 2008 годы. После падения в 2009 году, во время финансового кризиса, окончательное потребление электроэнергии быстро восстановилось уже к 2010 году. В 2016 году конечное потребление электроэнергии достигло того же уровня, что и в 2005 году и составило 2786 ТВт-ч.(Рис.9 ).

Рисунок 9. Конечное потребление электроэнергии в странах ЕС, ГВт.ч.

Источник: Евростат (online data code: nrg_105a)

За прошедшие 10 лет, а именно в период с 2000 по 2016 гг. происходили изменения в потреблении между разными странами ЕС (Приложение 3). Наибольший прирост в потреблении электроэнергии показали такие страны, как Польша (16%), Мальта (14%), Венгрия (11%), Литва (10%). Напротив, показатели наибольшего спада в потреблении характеризуются в Великобритании (-11%), Италии (-8%), Испании (-7%) и Дании (-7%).

Анализируя спрос по секторам на рисунке 10, следует выделить, что промышленность занимает большую нишу и составляет около 36% относительно всего потребления. На долю сектора услуг приходится 30%, домашнее хозяйство 29%, транспорт 2%, и на агропромышленность, лесное хозяйство и рыболовство приходится также около 2% https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/daviz/final-energy-consumption-of-electricity-3#tab-chart_3.

Рис.10. Конечное потребление электроэнергии по секторам в странах ЕС, ГВт.ч.

Источник: Евростат (online data code: nrg_105a)

Жилищный сектор и сектор услуг несут ответственность за рост потребления электроэнергии, в то время как потребление в транспортном секторе, сельском и лесном хозяйствах, рыболовстве остается стабильным на протяжении многих лет. Потребление электроэнергии в промышленном секторе следует экономическому циклу.

Основными причинами увеличения потребления электроэнергии в секторе услуг были устойчивый рост этого сектора на всей территории ЕС и более широкое использование кондиционеров и ИТ-оборудования.

На транспортный сектор приходится лишь 2,3% всего потребления электроэнергии в ЕС. Однако принятие электромобилей может оказать существенное влияние на рынки электроэнергии. Прежде всего, переход с ископаемого топлива на электричество увеличит спрос на электроэнергию. Если многие пользователи одновременно заряжают свои транспортные средства, можно ожидать большего пикового спроса. С другой стороны, такие электромобили могут предоставлять услуги по хранению в электросети, заряжая их, когда электричество находится в избытке, и возвращая электроэнергию обратно в электросеть, когда ее мало и когда цена выше Understanding electricity markets in the EU http://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2016/593519/EPRS_BRI(2016)593519_EN.pdf.

Исходя из данных Международного энергетического агентства, можем также отметить на рисунке 11, что потребление электроэнергии на душу населения в странах ЕС возросло на 16% в период с 1990 г. (516 ТВт.ч.) по 2016 г. (601 ТВт.ч.).

Рис. 11. Потребление электроэнергии на душу населения, 1990-2016гг., ТВт.ч.

Источник: МЭА https://www.iea.org/statistics/?country= EU28&year=2016&category= Electricity&indicator= ElecConsPerCapita&mode=chart&dataTable=INDICATORS



2.1.3 КПД

Основным показателем энергетической эффективности электроэнергетического сектора является коэффициент полезного действия (КПД) по отпуску электрической энергии. Он рассчитывается как соотношение между производством электроэнергии и затратами, используемыми для производства электроэнергии: затраты на преобразование для тепловых электростанций (уголь, нефть, газ, биомасса) + производство атомной энергии, гидро, геотермальной энергии, солнечной, энергия ветра и биотопливо).

Производство электроэнергии в ЕС становится все более эффективным: средняя эффективность возросла с 40% в 2005 году до 43,3% в 2016 году (Рис.12).

Рисунок 12. Средняя эффективность сектора электроэнергетики по странам (без учета гидроэлектростанций), %

Источник: Европейское агентство по окружающей среде (European Environment Agency, ЕЕА) Overview of electricity production and use in Europe https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/daviz/average-efficiency-of-the-electric-1#tab-chart_2



Эффективность зависит главным образом от сочетания видов топлива (ископаемых, атомных или возобновляемых источников энергии) и сочетания выработки электроэнергии:

· высокая эффективность связана с гидро- (исключая насосную гидроэлектростанцию) и ветроэлектростанциями (эффективность 100%, учитывая, что электричество является первой измеримой первичной эквивалентной энергией для этих технологий использования возобновляемых источников энергии)

· низкая эффективность связана со старыми энергетическими и / или тепловыми электростанциями, работающими на ископаемом топливе (<30%), атомными электростанциями (как правило, 33%, причем тепло является первой измеряемой первичной эквивалентной энергией), прямым сжиганием биомассы (20-25%) или геотермальная энергия и / или тепловыделение (около 10% или менее, при этом тепло является первой измеряемой первичной эквивалентной энергией). Совместное сжигание биотоплива на заводах, работающих на ископаемом топливе, не приводит к значительному снижению эффективности этих установок.

Европейский Союз стремится к повышению энергоэффективности на 20% к 2020 году и повышению не менее чем на 32,5% к 2030 году. Энергоэффективность является одним из аспектов стратегии Энергетического союза.

Для расчета КПД по газу были взяты статистические данные по генерации из Евростата в промежутке с 1990 по 2016 годы, а также из базы данных ОЭСР IEA World Energy Statistics and Balances https://proxylibrary.hse.ru:2343/energy/data/iea-world-energy-statistics-and-balances_enestats-data-en, составленной на основе МЭА, был выведен общий показатель по 4 типам станций: основная деятельность производителя электростанций, автопроизводитель электростанций, основная деятельность производителя ТЭЦ, автопроизводитель ТЭЦ. В период с 1990 года, когда коэффициент составил 35%, по 2016 произошел рост на 12 процентных единиц и данный показатель достиг 47% (Рис.13).

Рисунок 13. Коэффициент полезного действия генерации электроэнергии из газа, 1990-2050, %

Источник: Евростат, ОЭСР, расчеты автора

В пояснительном документе службы исследований Европейского Парламента об энергоэффективности Understanding energy efficiency http://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2015/568361/EPRS_BRI(2015)568361_EN.pdf говорится о том, что КПД газа может достигнуть 60% в соответствии с курсом на энергоэффективность и Стратегией 2050.

Были произведены собственные расчеты о перспективе повышения данного коэффициента к 2050 году. Если взять за базисное значение 60%, то с 2017 по 2050 КПД возрастет на 13% увеличиваясь с каждым годом на 0,4 процентных пункта, что по нашему мнению, является абсолютно достижимых обращая внимание также на то, что в период в течении предыдущих 26 лет коэффициент рос ежегодно на 0,46%.



2.1.4 Рыночные доли крупнейшего генератора и продавца конечному потребителю

Одним из показателей, который используется для мониторинга степени либерализации рынка электроэнергии, является доля рынка крупнейшего генератора в каждой стране (рис.14). Островные государства Кипр и Мальта характеризовались полной монополией как в 2006, так и в 2016 году, при этом 100% их электроэнергии вырабатывалось крупнейшим (единственным) генератором. В пяти других странах-членах ЕС - Франции, Эстонии, Хорватии, Греции и Словакии - такая доля составляет не менее 70%. В половине из 26 государств-членов, по которым имеются данные (нет данных по Болгарии ил Нидерландам), крупнейший производитель электроэнергии обеспечивает не менее 50% рынка, а самая низкая доля (14,3%) была зарегистрирована в Литве.

Рисунок 14. Доля рынка крупнейшей генерирующей компании на рынке электроэнергии, 2006 и 2016 гг. (% от общей генерации)

Источник: Евростат

Анализ событий за 2006-2016 годы показывает, что среди 24 государств-членов ЕС, по которым имеются данные (также неполные данные по Люксембургу, Австрии и Великобритании), 17 стран отметили сокращение на рынке доли их ведущих производителей электроэнергии.

На рисунке 15 показано количество основных розничных продавцов электроэнергии для конечных потребителей и их совокупные доли рынка для всех стран ЕС-28 Eurostat. Electricity market indicators. https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Electricity_market_indicators#Electricity_markets_-_generation_and_installed_capacity.

Рисунок 15. Количество основных розничных продавцов электроэнергии и их совокупная доля на рынке, 2016 г.

Источник: Евростат (nrg_ind_331a)

Можно сделать вывод о том, что страны не достигли либерализации еще в полной степени, так как сохраняется львиная доля рынка всего лишь на нескольких компаниях.

2.1.5 Нормированная стоимость энергии

Нормированная стоимость энергии (LCOE) является мерой источника энергии, которая позволяет сравнивать различные методы производства электроэнергии на постоянной основе. Это экономическая оценка средней общей стоимости строительства и эксплуатации энергетического актива в течение срока его службы, деленная на общую выработку энергии активом в течение этого срока. LCOE также можно рассматривать как среднюю минимальную цену, по которой электроэнергия должна продаваться, чтобы обеспечить безубыточность в течение всего срока реализации проекта.

Концепция нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) используется для сравнения стоимости энергии, вырабатываемой из разных видов источников. Широкий спектр доступных технологий в области электроэнергетики, как возобновляемых, так и невозобновляемых, весьма разнообразен в отношении физических принципов и работы, поэтому одной из необходимых частей анализа является сравнение энергоресурсов по LCOE, так как данный показатель обеспечивает общую основу для сравнения.

Рис.16. Нормированная стоимость энергоресурсов при производстве электроэнергии , 2017г., $/МВт.ч.

Источник: World Energy Outlook 2018

В последнем издании World Energy Outlook к основным составляющим LCOE были включены: капитальные затраты овернайт; коэффициент мощности, который описывает среднюю производительность за год относительно максимальной номинальной; стоимость топливных затрат; плюс эксплуатация и обслуживание. Основываясь на данных, изображенных на рисунке 16 можно сделать вывод о том, что наиболее выгодным является генерация электроэнергии из газа. С разницей в 10% идет энергия ветра, далее угольная генерация, и значительно с большим отклонением позиционирует атомная энергетика вместе с солнечной.

Выводы по 2 главе

Проводимый анализ осуществлялся начиная с 1990 года. В период с 1990 происходил стабильный рост генерации вплоть до 2008 года, когда были зафиксированы максимальные значения за всю историю. Общая выработка электроэнергии в ЕС-28 в 2017 году составила 3294,5 ТВт.ч. Ископаемое топливо все еще продолжает превалировать в структуре производства электроэнергии в ЕС, хотя его доля в валовой выработке электроэнергии снижается. После достижения пика в 2008 году доля природного газа в производстве электроэнергии постепенно снижалась. Держа курс на декарбонизацию некоторые страны решили отказаться вскоре от угольной генерации и в целях безопасности, после аварии на АЭС «Фукусима», выводить мощности по атомной энергетике. К 2022 году Франция и Швеция планируют отказаться от угольной генерации, к 2025г. -- Австрия, Ирландия, Великобритания и Италия, к 2029 -- Финляндия, Нидерланды, и к 2030 -- Дания и Португалия. Сейчас задействованы атомные реакторы в 14 государствах-членах ЕС. К 2020 году Германия планирует вывести из эксплуатации все свои атомных станции, Бельгия и Франция к 2025, однако последняя планирует сократить только 50% из задействованных мощностей. Тем не менее многие страны находятся на этапе обсуждения или планирования о выводе данных мощностей также. Электроэнергия, выработанная из возобновляемых источников, увеличилась на 107% за предыдущие 10 лет. Среди возобновляемых источников энергии доля солнечной и ветровой энергии является доминирующей и наиболее значимой. Электроэнергетическая отрасль Европы сталкивается с перспективой глубоких преобразований. В 2017 году выбросы CO2 в ЕС были на 19,5% ниже, чем в 1990 году.

Спрос на электроэнергию увеличивался каждый год как и генерация и максимальных значений достиг в 2008 году после чего начал убывать. В 2016 году потребление было зафиксировано на уровне 2786 ТВт.ч. Анализируя спрос по секторам, следует отметить, что на промышленный сектор приходиться наибольшая доля и составляет около 36% относительно всего потребления. На долю сектора услуг приходится 30%, домашнее хозяйство - 29%, транспорт - 2%, и на агропромышленность, лесное хозяйство и рыболовство приходится также около 2%.

В работе были произведены собственные расчеты КПД до 2050 года. По результатам вычислений с 2017 по 2050 коэффициент возрастет на 13% по сравнению с текущим значением и станет 60%. Ежегодный прирост составит 0,46%.

Оценивая Рыночные доли крупнейшего генератора и продавца конечному потребителю в каждой из странм ожно сделать вывод о том, что страны не достигли либерализации еще в полной степени, так как сохраняется львиная доля рынка всего лишь на нескольких компаниях.

Согласно данным МЭА, наименьшая нормированная стоимость в 2016 году была определена на генерацию из газа, за ним с небольшой разницей следует солнце и далее ветер. Данные три ресурса были определены как самые перспективные и значимые в структуре генерации электроэнергии.



3. МОДЕЛЬ ПРОГНОЗА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗА ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

3.1 Методика прогнозирования спроса на газ в электроэнергетике

Прогнозирование спроса на топливно-энергетические ресурсы в электроэнергетике, в частности, на природный газ, является многоэтапным и многоуровневым процессом, результаты которого также используются и для определения рациональной стратегии развития топливно-энергетического комплекса страны / региона Е.В. Гальперова, Д.Ю. Кононов, ДОЛГОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СПРОСА НА ТОПЛИВО НА РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКАХ С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ http://isem.irk.ru/energy21/papers/%D0%93%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%20%D0%95%D0%92%20%D0%B8%20%D0%B4%D1%80%20%D0%94%D0%BE%D0%BB%D0%B3%D0%BE%D1%81%D1%80%D0%BE%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B5%20%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%BD%D0%BE%D0%B7%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5%20%D1%81%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%B0%20%D0%BD%D0%B0%20%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BE.pdf .

В прогнозировании спроса на электроэнергию очень много неопределенности, источниками которой, помимо статистики, являются оптимистические ожидания предкризисных лет, а также возможное крайне нестабильное развитие экономики и, как его следствие -- неопределенность макроэкономических прогнозов.

Прогнозная оценка уровня спроса на газ в электроэнергетике выполняется на основе показателей стратегий развития, например, Стратегии развития до 2020, 2030 и 2050 годов, Дорожной карты ЕС, различных директив и, с другой стороны, крупных инвестиционных проектов, предусматривающих использование газа.

Совершенствованием существующих и созданием новых методов и моделей для исследования и прогнозирования энергопотребления занимаются многие ученые, компании и организации.

Существует несколько подходов к прогнозированию спроса на газ в электроэнергетике, однако наибольший интерес автора вызвало исследование ученых Стэнфордского университета и их работы «100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World», где был произведен анализ для 139 странах мира Mark Z. Jacobson, Mark A.Delucchi. 100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World. Авторы разработали энергетические дорожные карты для каждой из тех стран с общей целью замедления глобального потепления и устранению смертности от загрязнения воздуха. Решение состоит в том, чтобы электрифицировать все сектора энергетики и обеспечить все электричество 100% ветровой, водной и солнечной энергией. В случае полного внедрения к 2050 году дорожные карты позволят миру избежать глобального потепления на уровне 1,5 ° C и миллионов ежегодных смертей в результате загрязнения воздуха, создать 24,3 млн. чистых новых долгосрочных рабочих мест с полной занятостью, сократить расходы на энергию для общества, сократить расходы на энергию, уменьшить перебои в подаче электроэнергии и расширить доступ к энергии во всем мире.

Таким образом, каждая дорожная карта 100% WWS, разработанная здесь, представляет собой расчеты и пример того, как может выглядеть энергетическая инфраструктура в 2050, 100% WWS против BAU с точки зрения:

(1) будущего спроса конечного использования в каждом энергетическом секторе в случаях WWS и BAU;

(2) необходимого количество генераторов WWS, а также их площадь и расстояние

(3) сырьевых ресурсов и потенциала WWS, включая потенциал солнечных фотоэлектрических (PV) крыш;

(4) затрат на энергию, передачу и распределение в случаях BAU и WWS;

(5) предотвращения смертности и заболеваемости в результате загрязнения воздуха и их стоимость в связи с WWS;

(6) предотвращения выбросов углерода и затраты на глобальное потепление из-за WWS;

(7) изменения в количестве рабочих мест и заработках из-за WWS; а также

(8) политических меры по реализации дорожных карт и сроков перехода.

Таким образом в основе построения собственной модели были заложены ключевые принципы из исследования «100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World». Самым значимым вкладом, для построения собственной модели, была методология распределения долей в генерации по ресурсам, с помощью которых вырабатывается электроэнергия. Основываясь на нормированной стоимости электроэнергии, которая также рассчитывалась самостоятельно, строится ранжирование приоритеты распределения долей между интересующимися ресурсами. Для этого обозначались максимальные доли, то есть сколько процентов из новой генерации допустимо распределить на интересующийся ресурс. В исследовании максимально допустимая доля для газа была определена в 100%, доля ветра в 70%, а солнца в 60%.

Данная методология прогнозирования нами была дополнена по ряду показателей. Следует отметить важный факт, что ученые из Стэнфорда провели анализ и расчеты только для возобновляемых источников энергии, то есть газ как ресурс не был включен в работе. Однако в нашей модели под фокус анализируемых ресурсов вошли не только ВИЭ, но и природный газ. К тому же в расчеты были введены показатели амортизации и в результате мы получили искомую генерацию. Также были добавлены собственные расчеты потребление газа в электроэнергетике через значения КПД.



3.2 Построение прогнозной модели

Целью данной работы является оценка влияния существующих политик, направленных на декарбонизацию, на потребление природного газа в европейской электроэнергетике. В связи с выводом мощностей угольной и атомной генерации, увеличения энергоэффективности, генерации с выбросом меньшего количества парниковых газов в атмосферу и держа курс на все большее и большее внедрение установок на основе ВИЭ, есть огромные перспективы, на первый взгляд, для увеличения доли газа в общем энергобалансе электрогенерации стран-членов Европейского Союза. В представленной ниже модели были произведены расчеты, с целью которых мы определили какую долю по сравнению с другими энергоресурсами будет занимать голубое топливо в генерации электроэнергии в период с 2018 по 2050 годы.

Данные за 2016, 2017, 2025, 2030, 2035 и 2040 года были взяты из отчета World Energy Outlook 2018 от Международного энергетического агентства как базисные данные по генерации электроэнергии в странах Европейского Союза по используемым видам ресурсов по сценарию новых политик (New Policies Scenario, NPS). В отчете представлены прогнозы по трем возможным сценариям, однако главным образом они отличаются своими базовыми предположениями об эволюции государственной политики, связанной с энергетической отраслью. Помимо учета существующих политик и мер NPS отображает оглашенные политики, выраженные только в официальных целях и планах. Соответственно на основе принятых базисных значений по указанным ранее годам, были рассчитаны данные по промежуточным, сохраняя общие тенденции по каждому из ресурсов. Корректировки проводились с показателями по угольной и атомной генерации. Выбранная нами модель NPS уже включила в свой сценарий отказ от угольной генерации в Италии, Финляндии, Франции, Нидерландах и Великобритании, однако это лишь половина стран, представивших свое решение о постепенном сокращении и вскоре полном отказе от данного ресурса. Поэтому производились расчеты по постепенному выводу мощностей начиная уже с 2018 года. С этапами можно ознакомиться в представленной ниже таблице 2.

Таблица 2. Планы стран об отказе от угольной генерации в электроэнергетике

Год прекращения работы последнего завода	Страна	Мощность на 2016 г. (ТВт.ч.)	Количество лет до окончательного отказа от ресурса	Ежегодное сокращение (ТВт.ч.)
2022	Швеция	0,5	5	0,1
2025	Австрия Ирландия	2 7	8	1,125
2030	Дания Португалия	8,9 12,6	13	1,6538

Источник: Евростат, МЭА, составлено автором

Планы стран-членов ЕС об отказе атомной генерации не были учтены в прогнозе, представленным МЭА в своем обзоре и таким образом в данной работе был также учтен этот фактор и произведены соответствующие расчеты (табл.3).

Таблица 3. Планы стран об отказе в атомной генерации

Год прекращения работы последнего реактора	Страна	Мощность на 2016 г. (ТВт.ч.)	Количество лет до окончательного отказа от ресурса	Ежегодное сокращение (ТВт.ч.)
2020	Германия	84.6	3	28,5
2025	Бельгия Франция	43.5 201,6 (50%)	8	30,637

Источник: Евростат, составлено автором

Следует отметить, что Франция огласила лишь о выводе половины сегодня используемых атомных реакторов. Напомним, в этом государстве 75% всего генерации энергии приходится на долю АЭС и составляет 403,2 ТВт.ч.

Данные по таким ресурсам, как нефть, гидро, биоэнергия, геотермальная энергия, морская и концентрированная солнечная энергия (CSP) были взяты за абсолютные значения исходя из NPS. Из общего прогноза генерации отнимаем доли выше названных ресурсов и получаем остаток, который следует распределить по долях для оставшихся трех самых перспективных видов ресурсов: газа, солнца, ветра (табл. 4). Последующей задачей является нахождение значений для них в период с 2018 по 2050 годы.

Таблица 4. Генерация электроэнергии в странах ЕС с 2017 по 2050 с учетом вывода угольной и атомной генерации согласно объявленным планам

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Уголь	708	601	424	231	142	109	75,1	89,8
Нефть	62	50,0	30	22	19	13	9,1	6,6
Газ	682
Атомная энергия	829	600,0	361	257	244	244	159,3	117,5
Гидро	319	343,8	385	400	411	419	453,2	476,5
Биоэнергия	223	239,5	267	294	314	325	359,8	384,4
Ветер	338
Геотермальная энергия	8	7,6	7	10	12	14	14,0	14,0
Солнце	124
Морская энергия	1	1,0	1	5	13	28	44,7	66,1
CSP	6	6,0	6	10	15	22	22,0	22,0
Всего	3300,0	1849,3	1480,8	1228,5	1169,5	1173,5	1137,1	1176,7
Остаток	-6,0	1457,4	1847,2	2124,5	2249,5	2338,5	2517,2	2607,2

Источник: МЭА, расчеты автора

Следующим этапом производим распределение по нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) для генерации из газа, солнца и ветра. Во второй главе были взяты данные за 2017 год по коэффициентам из World Energy Outlook 2018 от Международного энергетического агентства. В данном докладе представлены данные так же за 2040 год, таким образом мы произвели расчет между уже представленными годами и спроектировали на последующие годы до 2050г.

Таблица 5. Годовой прирост нормированной стоимости электроэнергии, %

	2017	2040	Годовой прирост
Газ	90	120	1,304
Ветер	100	90	-0,435
Солнце	160	85	-3,261

Источник: МЭА, расчеты автора

Был рассчитан годовой прирост между 2017 и 2040 годами (табл.5) с помощью которого вычислены коэффициенты на следующие годы (табл. 6).

Таблица 6. Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE)

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	90	94	100	107	113	120	120	120
Солнце	100	99	97	94	92	90	90	90
Ветер	160	150	134	118	101	85	85	85

Источник: МЭА, расчеты автора

В соответствии с полученными данными о нормированной стоимости было произведено ранжирование приоритетов, разделенных соответственно на три группы (табл. 7).

Таблица 7. Ранжирование приоритетов

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	1	1	2	2	3	3	3	3
Ветер	2	2	1	1	1	2	2	2
Солнце	3	3	3	3	2	1	1	1
1 Приоритет	1
Газ	1	1	0	0	0	0	0	0
Ветер	0	0	1	1	1	0	0	0
Солнце	0	0	0	0	0	1	1	1
2 Приоритет	2
Газ	0	0	1	1	0	0	0	0
Ветер	1	1	0	0	0	1	1	1
Солнце	0	0	0	0	1	0	0	0
3 Приоритет	3
Газ	0	0	0	0	1	1	1	1
Ветер	0	0	0	0	0	0	0	0
Солнце	1	1	1	1	0	0	0	0

Источник: расчеты автора

Срок службы станций и заводов примем для рассматриваемых трех видов ресурсов в 40 лет. Следовательно, на один год приходится 97,5% новой генерации, так как если 1 год поделить на срок службы, то получается, что на амортизацию приходится 2,5% (табл. 8). Для газовых электростанций амортизацию будем учитывать сразу начиная с 2018 года, а для генерации с ветра (2026 г.) и солнца (2031г.) немного позже, с учетом только ввода мощностей.

Таблица 8. Амортизация

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Амортизация
Газ	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%
Ветер	0,0%	0,0%	0,0%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%
Солнце	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	2,5%	2,5%	2,5%	2,5%
После амортизации
Газ	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%
Ветер	100,0%	100,0%	100,0%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%
Солнце	100,0%	100,0%	100,0%	100,0%	97,5%	97,5%	97,5%	97,5%

Источник: расчеты автора



Далее вычисляем долю в новой генерации исходя из приоритетов (табл. 9) и их максимальных долей. Доли определяем в соответствии с рангами, полученными при LCOE.

Таблица 9. Доли с учетом приоритетов

2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
1	1	0,7	0,7	0,7	0,6	0,6	0,6
0,7	0,7	1	1	0,6	0,7	0,7	0,7
0,6	0,6	0,6	0,6	1	1	1	1

Источник: расчеты автора

Если бы газ сильно выигрывал по LCOE, то мы могли бы всю мощность (максимальную долю) распределить на него. Но если будет выгоднее другой ресурс, то все 100% мы не можем уже передать на генерацию из газа, соответственно его доля снизится. Однако для ветра мы определяем максимальную допустимую долю в 70%, а для солнца 60%.

Таким образом получаем сразу доли в новой генерации (табл. 10), а потом вычисляем их в абсолютных величинах (табл 11).

Таблица 10. Доля в новой генерации

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	1	1	0,3	0,3	0,12	0,12	0,12	0,12
Ветер	0	0	0,7	0,7	0,7	0,28	0,28	0,28
Солнце	0	0	0	0	0,18	0,6	0,6	0,6

Таблица 11. Новая генерация

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	0	129	33	31	10	9	10	10
Ветер	0	0	76	73	57	22	24	23
Солнце	0	0	0	0	15	46	51	49

Источник: расчеты автора



Последним этапом является распределение запроса генерации и получение искомых данных.

Таблица 12. Газовая, ветряная и солнечная генерация в период с 2017 по 2050 годы, ТВт.ч.

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Запрос на новую генерацию		129	109	105	82	77	85	82
Газ	682	996	1254	1248	1191	1094	1018	945
Ветер	338	338	490	777	965	1075	1075	1058
Солнце	124	124	124	124	141	222	469	652

Источник: расчеты автора

Более наглядно можно проследить ежегодные тенденции по данным трем видам энергоресурсам на рисунке 17.

Рисунок 17. Газовая, ветряная и солнечная генерация в период с 2017 по 2050 годы, ТВт.ч.

Источник: расчеты автора

В соответствии с произведенными расчетами и приведенными результатами на рисунке 18 и в таблице 13, можно выделить такие тенденции: сокращение угольной генерации к 2050 году на 87% и атомной на 86%, стабильный рост происходит в био- и гидроэнергии и составляет с разницу между годами соответственно в 49% и 72%.

Доля нефти, морской энергии и концентрированной солнечной энергии остается в меньшинстве в абсолютных выражениях, однако важным является отметить колоссальный рост в 650% в морской энергии.

Исходя из расчетов, тенденции по газовой генерации следует разделить на два этапа: с 2018 до 2026 год происходит стремительный рост и достигается максимальный показатель в 1254 ТВт.ч., рост составил 59%; после чего происходит постепенное уменьшение абсолютных значений, спад составил 24%.

Очень большими темпами увеличивается доля ветра и солнца, рост составил по ВЭС характеризуется в 213%, а выработка из СЭС увеличится в 426%.

Рисунок 18. Общая генерация электроэнергии в странах ЕС-28, ТВт.ч.

Источник: МЭА, расчеты автора

Сравнивая абсолютные величины, то большую часть в энергобалансе будет составлять ветер с 27,6%, с небольшим отставанием на втором месте сразу же будет газ с 24,6% и завершает тройку лидеров солнце с 17%.

Исходя из полученных результатов модели, можно сделать вывод, что сформированная гипотеза о том, что при выводе мощностей угольной и атомной генерации и в то же время стремительным ростом ВИЭ, генерация из газа к 2026 году будет увеличиваться достигая своего максимального значения, после чего пойдет на спад.

Таким образом гипотеза подтверждается, потому что и в абсолютном выражении произошло увеличение на 372 ТВт.ч, и в доле общей генерации произошло изменение с 15,1% доля составила 24,6% в 2050году.

Табл.13 Общая генерация электроэнергии в странах ЕС-28, ТВт.ч.

Вид энергии	Уголь	Нефть	Газ	Атомная энергетика	Гидроэнергетика	Биоэнергетика	Энергия ветра	Геотермальная энергетика	Энергия солнца	Морская энергетика	CSP
2017	708,0	62,0	682,0	829,0	319,0	223,0	338,0	8,0	124,0	1,0	6,0
2018	672,5	58,0	788,5	752,7	327,3	228,5	338,0	7,9	124,0	1,0	6,0
2019	637,0	54,0	892,3	676,3	335,5	234,0	338,0	7,8	124,0	1,0	6,0
2020	601,5	50,0	996,2	600,0	343,8	239,5	338,0	7,6	124,0	1,0	6,0
2021	566,0	46,0	1100,1	552,1	352,0	245,0	338,0	7,5	124,0	1,0	6,0
2022	530,5	42,0	1175,5	504,2	360,3	250,5	338,0	7,4	124,0	1,0	6,0
2023	495,1	38,0	1251,6	456,3	368,5	256,0	338,0	7,3	124,0	1,0	6,0
2024	459,7	34,0	1252,5	408,4	376,8	261,5	413,1	7,1	124,0	1,0	6,0
2025	424,3	30,0	1254,0	360,5	385,0	267,0	489,6	7,0	124,0	1,0	6,0
2026	385,6	28,4	1255,4	339,7	388,0	272,4	566,0	7,6	124,0	1,8	6,8
2027	347,0	26,8	1250,0	318,9	391,0	277,8	612,6	8,2	124,0	2,6	7,6
2028	308,3	25,2	1249,1	298,1	394,0	283,2	668,0	8,8	124,0	3,4	8,4
2029	269,7	23,6	1248,5	277,3	397,0	288,6	722,7	9,4	124,0	4,2	9,2
2030	231,0	22,0	1248,3	256,5	400,0	294,0	777,0	10,0	124,0	5,0	10,0
2031	213,2	21,4	1248,5	253,9	402,2	298,0	830,9	10,4	124,0	6,6	11,0
2032	195,4	20,8	1240,0	251,3	404,4	302,0	863,1	10,8	120,9	8,2	12,0
2033	177,6	20,2	1233,0	248,7	406,6	306,0	897,6	11,2	117,9	9,8	13,0
2034	159,8	19,6	1211,8	246,1	408,8	310,0	931,5	11,6	129,4	11,4	14,0
2035	142,0	19,0	1191,3	243,5	411,0	314,0	965,1	12,0	140,8	13,0	15,0
2036	135,4	17,8	1171,3	243,5	412,6	316,2	998,2	12,4	152,0	16,0	16,4
2037	128,8	16,6	1151,1	243,5	414,2	318,4	1025,9	12,8	161,8	19,0	17,8
2038	122,2	15,4	1131,4	243,5	415,8	320,6	1053,4	13,2	171,4	22,0	19,2
2039	115,6	14,2	1112,3	243,5	417,4	322,8	1080,4	13,6	180,8	25,0	20,6
2040	109,0	13,0	1093,7	243,5	419,0	325,0	1074,9	14,0	222,3	28,0	22,0
2041	89,9	11,9	1075,6	195,5	435,3	340,1	1069,6	14,0	263,0	30,5	22,0
2042	84,0	11,1	1066,1	186,2	439,7	345,0	1083,6	14,0	343,8	33,8	22,0
2043	79,6	10,4	1049,7	177,0	444,2	349,9	1080,4	14,0	386,3	37,2	22,0
2044	76,6	9,8	1033,8	168,1	448,6	354,8	1077,5	14,0	428,3	40,9	22,0
2045	75,1	9,1	1018,2	159,3	453,2	359,8	1074,5	15,2	468,9	44,7	22,0
2046	75,1	8,6	1002,8	150,6	457,7	364,7	1071,1	15,6	507,5	48,6	22,0
2047	76,6	8,0	987,8	142,1	462,3	369,6	1067,9	16,0	545,2	52,7	22,0
2048	79,5	7,5	973,1	133,7	467,0	374,5	1064,5	16,5	581,5	57,0	22,0
2049	83,9	7,0	958,7	125,5	471,7	379,4	1061,0	16,9	616,5	61,4	22,0
2050	89,8	6,6	944,6	117,5	476,5	384,4	1057,4	17,4	650,2	66,1	22,0

Источник: МЭА, расчеты автора

Сравним результаты наших расчетов и представленного сценария NPS от МЭА до 2040 года на рисунках 18-20.

Рисунок 18. Генерация электроэнергии по видам ресурсов в странах ЕС-28, %

Источник: Источник: МЭА

Проводя анализ по трем выбранным наиболее перспективным ресурсам, следует главным образом отметить разные доли генерации по газу в 10%, по ветру в 7% и солнцу в 8%. То есть по сравнению с 2016 базисным годом, доля газа в нашей модели заметно увеличилась.



Рисунок 19. Генерация электроэнергии по видам ресурсов в странах ЕС-28, %

Источник: Источник: МЭА, расчеты автора

Рисунок 20. Генерация электроэнергии из газа, ветра и солнца в странах ЕС-28, ТВт.ч.

Источник: МЭА, расчеты автора

Также тенденции периодов роста и спада соблюдаются, однако абсолютные выражения имеют различия.



Рисунок 21. Потребление газа в электроэнергетике

Источник: МЭА, расчеты автора

В дополнение к модели расчетов доклада «100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World» был построен сценарий потребления газа в электроэнергетике через значения КПД.

3.3 Анализ чувствительности

Дополнительно к расчетам модели был произведен анализ чувствительности к входящим параметрам модели - генерации и LCOE ветра, солнца и соответственно газа. В первом варианте предположим снижение нормированной стоимости ветра и солнца на 10% и получим данные, представленные ниже в таблице 14.

Таблица 14. Снижение LCОE ветра и солнца на 10%

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	90	94	100	107	113	120	120	120
Ветер	90	89	87	85	83	81	81	81
Солнце	144	135	121	106	91	76	76	76

Источник: расчеты автора



На рисунке 22 можно увидеть изменение в генерации по данным позициям.

Следует отметить, что значение по ветряной и солнечной генерации увеличилось и это оказало существенное изменение в количестве вырабатываемой энергии из газа.

Рисунок 22. Сравнение результатов модели и новой генерацией, при условии снижение LCОE ветра и солнца на 10%

Источник: расчеты автора

Во втором случае предположим снижение нормированной стоимости теперь уже газа на 10%. Полученные данные представлены в таблице 15.

Таблица 15. Снижение LCОE газа на 10%

	2017	2020	2025	2030	2035	2040	2045	2050
Газ	81	85	91	98	104	111	111	111
Ветер	100	99	97	94	92	90	90	90
Солнце	160	150	134	118	101	85	85	85

Источник: расчеты автора

Изменения показали обратный результат: распределение по газу заметно выросло и стало первым по объему в общей генерации, следовательно доля солнца и ветра сократились, однако разница между ними стала существенно ниже.

Рисунок 23. Сравнение результатов модели и новой генерацией, при условии снижение LCОE ветра и солнца на 10%

Источник: расчеты автора

Выводы по 3 главе

Были проанализированы несколько подходов к прогнозированию доли газа в общей структуре генерации электроэнергетики.

В основу построения модели было выбрано исследование учёных Стэнфордского университета «100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World». Из данного анализа взята была методология распределения долей в генерации по ресурсам, с помощью которых вырабатывается электроэнергия.

Основываясь на нормированной стоимости электроэнергии, которая также рассчитывалась самостоятельно, строится ранжирование приоритеты распределения долей между интересующимися ресурсами. Для этого обозначались максимальные доли, то есть сколько процентов из новой генерации допустимо распределить на интересующийся ресурс.

Данная методология прогнозирования нами была дополнена по ряду показателей. В анализ был включен и природный газ, так как в исследовании ученые учитывали только ВИЭ. Были введены показатели амортизации и в результате мы получили искомую генерацию, добавлены собственные расчеты потребление газа в электроэнергетике через значения КПД.

Поэтапные шаги расчёта модели были описаны в работе. Следует отметить, что гипотеза подтверждается, потому что и в абсолютном выражении произошло увеличение на 372 ТВт.ч, и в доле общей генерации произошло изменение с 15,1% доля составила 24,6% в 2050году.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Начало 1950-х годов следует считать началом формирования общего европейского энергетического. Создание рынков электроэнергии и газа ЕС следует напрямую связывать с документами первого и второго энергопакетов, Сейчас в большей степени энергетический рынок ЕС регулируется третьим энергетическим пакетом. Данный документ предполагает разделение между производителями электроэнергии и менеджерами транспортных сетей; предоставить недискриминационный доступ к сети новым производителям и дистрибьюторам; создать Агентство по сотрудничеству органов регулирования энергетики. Также у потребителей предоставляется выбор своего поставщика. Торговля сформирована по зонам, однако, ограничена уровнем трансграничных мощностей и это создает границы того, насколько технически она осуществима.

Европейский является сильным сторонником программ декарбонизации и поэтому активно реализует программы, направленные на сокращении выбросов в атмосферу и повышения энергоэффективности. На данный момент следует выделить Стратегии 2020, 2030 и 2050 годов как основополагающие к достижению поставленных целей.

Страны ЕС с учетом программ данных программ хотят сократить выбросы ПГ за счет традиционных источников энергии, не смотря на то, что природный газ является самым чистым из традиционных ресурсов, прогнозы остаются неоднозначными.

С учетом сокращения доли атомной и угольной генерации, мы предполагали, что эту нишу будет заполнять газовая генерация. Гипотеза подтвердилась, так как и в абсолютном выражении произошло увеличение, так и в структуре общей генерации произошло изменение в сторону увеличения в 2050году.

Проводимый анализ осуществлялся начиная с 1990 года. В период с 1990 происходил стабильный рост генерации вплоть до 2008 года, когда были зафиксированы максимальные значения за всю историю. Общая выработка электроэнергии в ЕС-28 в 2017 году составила 3294,5 ТВт.ч. Ископаемое топливо все еще продолжает превалировать в структуре производства электроэнергии в ЕС, хотя его доля в валовой выработке электроэнергии снижается.

К 2022 году Франция и Швеция планируют отказаться от угольной генерации, к 2025г. -- Австрия, Ирландия, Великобритания и Италия, к 2029 -- Финляндия, Нидерланды, и к 2030 -- Дания и Португалия. К 2020 году Германия планирует вывести из эксплуатации все свои атомных станции, Бельгия и Франция к 2025, однако последняя планирует сократить только 50% из задействованных мощностей. Тем не менее многие страны находятся на этапе обсуждения или планирования о выводе данных мощностей также. Электроэнергия, выработанная из возобновляемых источников, увеличилась на 107% за предыдущие 10 лет. Среди возобновляемых источников энергии доля солнечной и ветровой энергии является доминирующей и наиболее значимой. Электроэнергетическая отрасль Европы сталкивается с перспективой глубоких преобразований.

Спрос на электроэнергию увеличивался каждый год как и генерация и максимальных значений достиг в 2008 году после чего начал убывать. В 2016 году потребление было зафиксировано на уровне 2786 ТВт.ч.

В работе были произведены собственные расчеты КПД до 2050 года. По результатам вычислений с 2017 по 2050 коэффициент возрастет на 13% по сравнению с текущим значением и станет 60%. Ежегодный прирост составит 0,46%.

Согласно данным МЭА, наименьшая нормированная стоимость в 2016 году была определена на генерацию из газа, за ним с небольшой разницей следует солнце и далее ветер. Данные три ресурса были определены как самые перспективные и значимые в структуре генерации электроэнергии. В основу построения модели было выбрано исследование учёных Стэнфордского университета «100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World». Данная методология прогнозирования нами была дополнена по ряду показателей.

В анализ был включен и природный газ, так как в исследовании ученые учитывали только ВИЭ. Были введены показатели амортизации и в результате мы получили искомую генерацию, добавлены собственные расчеты потребление газа в электроэнергетике через значения КПД.

Поэтапные шаги расчёта модели были описаны в работе. Следует отметить, что гипотеза подтверждается, потому что и в абсолютном выражении произошло увеличение на 372 ТВт.ч, и в доле общей генерации произошло изменение с 15,1% доля составила 24,6% в 2050году.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Commission working document, 1988, p. 5

2. Council Directive 2009/71/Euratom of 25 June 2009 establishing a Community framework for the nuclear safety of nuclear installations (OJ L 172, 2.7.2009. p. 18).

3. Council Directive 2014/87/Euratom of 8 July 2014 amending Directive 2009/71/Euratom establishing a Community framework for the nuclear safety of nuclear installations https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=uriserv:OJ.L_.2014.219.01.0042.01.ENG

4. Decarbonising the EU Energy System - Beyond Carbon Pricing http://www.innoenergy.com/wp-content/uploads/2016/03/Insight-E_Lowcarboninfrastructure_HET8_Final.pdf

5. Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC // OJ L 176 of 15.07.2003.

6. Directive 2009/28/EC 2009/28/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL

7. Directive 2012/27/EU

8. Directives 2009/72/EC, 2009/72/EC, Regulations (EC) 713/2009, 714/2009, 715/2009

9. EU Gas Regulation (EC) 715/2009. TEN YEAR NETWORK DEVELOPMENT PLAN https://www.entsog.eu/tyndp

10. EU greenhouse gas emissions and targets (http://ec.europa.eu/clima/policies/g-gas/index_en.htm)

11. European Comission. Nuclear Energy https://ec.europa.eu/energy/en/topics/nuclear-energy

12. European Commission, A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050, March 2011

13. European Commission.Market legislation https://ec.europa.eu/energy/en/topics/markets-and-consumers/market-legislation

14. European Parliament Resolution of 13 September 2016 on Towards a new Market Design (P8_TA(2016) 0333)

15. European Parliament. Understanding electricity markets in the EU http://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2016/593519/EPRS_BRI(2016)593519_EN.pdf

16. Eurostat. Electricity market indicators. https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Electricity_market_indicators#Electricity_markets_-_generation_and_installed_capacity

17. https://ourworldindata.org/co2-and-other-greenhouse-gas-emissions

18. https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/daviz/final-energy-consumption-of-electricity-3#tab-chart_3

19. https://www.euturbines.eu/publications/spotlight-on/spotlight-on-turbines-and-renewable-gases.html

20. https://www.iea.org/statistics/?country=EU28&year=2016&category=Electricity&indicator=ElecConsPerCapita&mode=chart&dataTable=INDICATORS

21. https://www.powermag.com/the-rise-of-natural-gas-generation-in-europe/

22. IEA World Energy Statistics and Balances https://proxylibrary.hse.ru:2343/energy/data/iea-world-energy-statistics-and-balances_enestats-data-en

23. Mark Z. Jacobson, Mark A.Delucchi. 100% Clean and Renewable Wind, Water, and Sunlight All-Sector Energy Roadmaps for 139 Countries of the World

24. Market legislation https://ec.europa.eu/energy/en/topics/markets-and-consumers/market-legislation

25. Overview of electricity production and use in Europe https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/daviz/average-efficiency-of-the-electric-1#tab-chart_2

26. Pathways to 2050: role of nuclear in a low-carbon Europe https://www.foratom.org/2018-11-22_FTI-CLEnergy_Pathways2050.pdf

27. Privatizations in Europe's liberalized electricity markets--the cases of United Kingdom, Sweden, Germany, and France https://www.swp-berlin.org/fileadmin/contents/products/projekt_papiere/Electricity_paper_KS_IIformatiert.pdf

28. Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity // OJ L 176 of 15.07.2003.

29. Regulation of the European Parliament and of the Council on the internal market for electricity https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/1_en_act_part1_v9.pdf

30. Roadmap for moving to a low-carbon economy in 2050 (http://ec.europa.eu/clima/policies/roadmap/index_en.htm)

31. The Crisis of the European Electricity System Diagnosis and possible ways forward. Стр. 85(скач пдф)

32. The Crisis of the European Electricity System. Diagnosis and possible ways forward https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/archives/CGSP_Report_European_Electricity_System_030220141.pdf

33. Understanding electricity markets in the EU http://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2016/593519/EPRS_BRI(2016)593519_EN.pdf

34. Understanding energy efficiency http://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2015/568361/EPRS_BRI(2015)568361_EN.pdf

35. World Energy outlook

36. Е.В. Гальперова, Д.Ю. Кононов, ДОЛГОСРОЧНОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СПРОСА НА ТОПЛИВО НА РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКАХ С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ http://isem.irk.ru/energy21/papers/%D0%93%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%20%D0%95%D0%92%20%D0%B8%20%D0%B4%D1%80%20%D0%94%D0%BE%D0%BB%D0%B3%D0%BE%D1%81%D1%80%D0%BE%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B5%20%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%BD%D0%BE%D0%B7%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5%20%D1%81%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%B0%20%D0%BD%D0%B0%20%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BE.pdf

37. Европейский энергетический сектор в 2017 году, Sandbag и Agora Energiewende. https://sandbag.org.uk/wp-content/uploads/2018/01/EU-power-sector-report-2017.pdf

38. История Европейского Союза https://europa.eu/european-union/about-eu/history_en

39. Киотский протокол: возможности для России https://wwf.ru/upload/iblock/39e/mgimo_text_cover.pdf

40. Официальный сайт Агентства по сотрудничеству регуляторов энергетики https://www.acer.europa.eu/