В статье дается прогноз развития энергетики стран Востока, который базируется на расчете потребности стран в первичной энергии, так как именно от нее зависят объемы приобретаемых энергоресурсов и связанные с этим объемы средств, поступающих в энергетический сектор. Этот расчет проводился на основе методики Международного энергетического агентства, в основе которой лежит сопоставление двух основных прогностических показателей - энергоемкости ВВП и потребления первичной энергии на душу населения. На основе произведенных расчетов были сделаны заключения, что энергетика Востока в обозримом будущем сохранит углеродный характер; регион, оставаясь ведущим производителем первичной энергии, станет ее крупнейшим потребителем; возрастет зависимость как нетто-импортеров, так и нетто-экспортеров от внешних рынков; для обеспечения ожидаемых макроэкономических показателей энергетика большинства стран Востока будет нуждаться в технологическом перевооружении, что потребует привлечения крупных инвестиций.

Ключевые слова: энергоемкость ВВП, производство энергии на душу населения, потребность в энергии, поставки энергии, инвестиции в энергетику, конечное потребление энергии, энергетический баланс.

ENERGY DEVELOPMENT FORECAST FOR THE ASIAN AND AFRICAN NATIONS TO 2050

This article attempts to forecast energy development in the East - the main driving force of the world economy in the immediate future. The forecast is based on an estimate of the Eastern countries primary energy needs, which determine the volume of energy resources to be purchased and the amount of funds to be channeled into the energy sector. Methods used by the author were drawn up by the International Energy Agency on the basis of comparison between two principal indicators - energy intensity of the GDP and per capita energy consumption. A result of these calculations are the following conclusions: energy in the East will retain its carbon-based nature in the near future; the region, remaining the leading producer of primary energy, will turn into its major consumer; both net exporters and net importers will be more dependent on external markets; technological modernization of energy sector in most Eastern countries will demand huge investments.

Keywords: TPES/GDP, TPES/populalion, energy demand, energy supply, energy investment, final energy consumption, energy balance.

БОРИСОВ Михаил Глебович, кандидат экономических наук, старший научный сотрудник Института востоковедения РАН, mg.borisov@yandex.ru

Mikhail BORISOV, PhD (in Economy), Institute of Oriental Studies, RAS, Senior Researcher, mg.borisov@yandex.ru.

стр. 150
Опережающий рост экономики многих регионов Востока вызывает интерес к его энергетическому обеспечению. Превращение ряда стран Востока в "мировую фабрику" влечет за собой серьезные изменения как в мировой, так и в национальных энергетиках. Перспективным изменениям в мировой энергетике посвящен ряд исследований авторитетных международных организаций (Международное энергетическое агентство, МЭА), международных энергетических корпораций (BP, Shell, Exxon Mobil), научно-исследовательских учреждений (ИНЭИ РАН). Автор настоящей статьи сделал попытку дать прогноз развития энергетики Востока - главной движущей силы мировой экономики в ближайшей перспективе.

Расчет потребности в первичной энергии является ключевым в данном прогнозе, так как именно от нее зависят объемы приобретаемых энергоресурсов и связанные с этим объемы финансовых средств, поступающих в сферу энергетики и формирующих инвестиционные ресурсы. Потребность в первичной энергии определяется динамикой народонаселения и экономики. Главными удельными показателями для расчетов служат потребление энергии на душу населения и потребление энергии на единицу ВВП. Исходные данные содержатся в международной энергетической статистике и в национальных счетах. Методической основой расчетов послужила так называемая Прогнозная система мировой энергетики (World Energy Projection System), в которой при определении тенденций регионального и мирового потребления первичной энергии динамика удельных показателей полагается линейной (при наличии системы коэффициентов корреляции). Кроме того, ретроспективный анализ выявил экстраполированные тенденции некоторых показателей, на основе чего строились многие расчеты. Так, энергоемкость ВВП (отношение потребленной первичной энергии к ВВП) уже много лет в мире в целом и по всем группам экономик снижается на 1-2% в год, рост потребления электроэнергии всегда относится к росту ВВП как 1.1-1.3, инвестиции в энергетику в разных группах экономик варьируют в пределах 2-10% ВВП, потребление первичной энергии в разных группах стран заключено в узком (и постоянно сужающемся) коридоре.

Анализ нынешнего состояния технологических разработок в области альтернативных источников энергии приводит к заключению о том, что в обозримом будущем мировая энергетика сохранит преимущественно углеродный характер. В этом же убеждает успешный технологический прорыв в освоении ранее не разрабатывавшихся источников углеводородов. Ископаемое топливо по-прежнему будет доминировать среди источников первичной энергии, хотя и с тенденцией к снижению доли. К 2050 г. на него придется 79% потребленной в мире первичной энергии против 87% в 2010 г. Доля новых возобновляемых источников энергии будет возрастать и составит к 2050 г. 9%, атомная энергия и гидроэнергетика сохранят доли в 5-6% (подсчитано по: [BP Statistical..., 2013, р. 35-56; BP..., 2015, р. 15]).

Суммарное мировое энергопотребление вырастет за период с 2010 но 2050 г. на 72%. 81% прироста мирового энергопотребления обеспечат развивающиеся страны Азии и Северной Африки при незначительных или нулевых приростах в Северной Америке, Западной Европе, СНГ и развитых странах Азии. К 2050 г. 60% мирового потребления первичной энергии придется на Китай, Индию и Ближний Восток (подсчитано по: [BP Statistical..., 2013, p. 40-43]).

Восток как крайне экономически неоднородный регион демонстрирует значительный разброс прогнозных показателей, однако перспективные тенденции даже в отсталых и застойных странах соответствуют мировым тенденциям. 46% прироста потребности в первичных энергоносителях на Востоке придется на Восточную Азию, 24% - на Ближний Восток, 15% - на Южную Азию, 9% - на Юго-Восточную Азию, 6% - на Центральную Азию и Закавказье (подсчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.28, 11.45-11.52]).

Регионы Востока, особенно богатый углеводородами Ближний Восток и лишенные крупных запасов ископаемого топлива, адекватных масштабам их экономик, Вое-

стр. 151
Таблица 1

Доля регионов Востока в суммарном росте потребления первичных энергоносителей в 2010-2050 гг. (%)

Регион

Источник первичной энергии

Нефть

Газ

Уголь

Атомная энергия

Гидроэнергетика

ВИЭ*

Южная Азия

23.2

7.9

22.5

2.8

2.4

14.7

Восточная Азия

40.7

43.5

56.2

92.9

88.3

59.7

Юго-Восточная Азия

19.1

16.9

19.4

10.9

8.3

3.4

Развитые страны Азии

6.8

8.1

0

-14.2

0

21.7

Ближний Восток

21.1

20.7

0

0

0

0.3

Центр. Азия и Закавказье

2.7

3.2

1.9

0

0

0.2

Рассчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.28-11.52; Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 24].

ВИЭ - возобновляемые источники энергии.

точная, Южная и Юго-Восточная Азия демонстрируют значительные отклонения от общемировых тенденций изменения структуры энергопотребления.

Уголь сохранит доминирующее положение в энергопотреблении Восточной и Южной Азии, хотя среднегодовые темпы прироста углепотребления составят здесь 1.7% (а темпы общего энергопотребления будут 2.7%) и доля угля в энергобалансе региона упадет с 46.2% в 2010 г. до 40.1 % в 2050 г. В КНР темпы прироста потребления угля составят лишь 1.4% и ее доля в потреблении угля в Азии упадет с 69.3% в 2010 г. до 61.2% в 2050 г., однако доля Китая в мировом потреблении угля вырастет с 47% в 2010 г. до 53% в 2030 г. за счет снижения доли угля в энергобалансах развитых стран. Рост потребления угля в мировом масштабе составит в 2010-2050 гг. лишь 0.2% в год (подсчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.30]). Уменьшение доли Китая в регионе будет происходить из-за роста доли Индии, где вопреки мировой тенденции темпы роста потребления угля будут достаточно высокими (однако ниже, чем темпы роста потребления ВИЭ), поскольку при ограниченных возможностях увеличения импорта газа в ближайшей перспективе обеспечение энергией быстрого роста индийской экономики возможно только за счет дальнейшего роста потребления местного и более дешевого, чем газ, импортного (в основном индонезийского) угля.

На долю Южной, Восточной и Юго-Восточной Азии придется наибольший в мире прирост потребления газа. Китай обеспечит 41% роста потребления в странах Востока. Ближний Восток продемонстрирует второй в мире уровень роста потребления. Доля региона в глобальном потреблении возрастет с 12% в 2010 г. до 22% в 2050 г. (подсчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.30]).

Азиатские страны обеспечат более 3/4 глобального спроса на нефть, первичный энергоресурс, доля которого в мировом энергопотреблении будет неуклонно сокращаться. На Китай придется более половины глобального потребления нефти. К 2030 г. Китай станет крупнейшим потребителем нефти, опередив США, которые к 2020 г. станут крупнейшим производителем нефти в мире. Третьим в мире потребителем нефти станет Индия (подсчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.29]).

В связи с продолжающейся в мире электрификацией возрастающая доля первичной энергии будет тратиться на генерацию электроэнергии. К 2050 г. на производство электрической энергии в мире будет расходоваться 53% первичных энергоносителей против 42% в 2010 г. (подсчитано по: [Energy Balances..., p. 11.363-11.365]).

стр. 152
Если в Северной Америке, развитых странах Азии и особенно в Европе рост производства электрической энергии будет на 75% обеспечен использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ), то в развивающихся странах Востока рост электрогенерации на 78% будет идти за счет горючих источников. Несмотря на усилия энергодефицитных стран Восточной, Юго-Восточной и Южной Азии по всемерному развитию неуглеродной электрогенерации, позиции традиционного ископаемого топлива там останутся незыблемыми. В Южной Азии доля угля в производстве электроэнергии почти не изменится (61.9% в 2050 г. против 63.9% в 2010 г.), доля газа возрастет с 15.2 до 17.1%, доля атомной энергетики возрастет незначительно (с 2.6 до 6.1%), а доля гидроэлектроэнергетики снизится с 16.1 до 9.6%. В Юго-Восточной Азии вопреки общемировой тенденции доля угля в электрогенерации будет возрастать (с 27.4 до 53.6%), при этом - опять против общемирового тренда - уменьшится доля газа (с 48.9 до 33.1%) в связи с тем, что лидерство Индонезии на рынке сжиженного газа сменилось ее превращением в ведущего экспортера угля.

Электроэнергетика Восточной Азии останется крупнейшим в мире потребителем угля, хотя его доля в электрогенерации упадет с 73.1% в 2010 г. до 53.4% в 2050 г., доля газа более чем удвоится - с 4.9 до 10.9%, доля гидроэнергетики практически не изменится - 14.2 против 14.6%, доля атомной энергетики возрастет вдвое - с 4.9 до 10.9% (подсчитано по: [Energy Balances..., p. 11.353-11.370; Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 84-86]). В регионе Ближнего Востока и Северной Африки производство электроэнергии по-прежнему почти полностью будет основываться на нефти и газе при возрастающей доле последнего, что неудивительно при их изобилии. В Центральной Азии и Закавказье структура электрогенерации практически не изменится: доля гидроэнергетики незначительно снизится - с 29.9 до 27.1%, доля газа повысится с 34.5 до 39.9%, доля угля останется практически неизменной - 22.3 против 21.8% (подсчитано по: [Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 113]).

Атомная энергетика будет развиваться на Востоке вопреки снижению ее доли в общемировом производстве с 16% в 2010 г. до 14% в 2050 г. (подсчитано по: [Energy Outlook for Asia..., p. 86]). Почти все строящиеся и запроектированные реакторы локализуются в Азии: в Китае - 24, в Республике Корее - 6, в Индии - 4, в Иране - 2, во Вьетнаме, Пакистане и Таиланде - по 1. Азиатские страны не отказываются полностью от наращивания электрогенерации даже этим, не имеющим широкой коммерческой перспективы неуглеродным способом. Исключение составляет Япония, отказавшаяся в 2014 г. от строительства новых энергоблоков. В Республике Корее использование атомного сырья останется основой электроэнергетики - 30.1% в 2010 г. и 29.8% в 2050 г. (подсчитано по: [Energy Outlook for Asia..., p. 181]).

Увеличение производства гидроэлектроэнергии в одних регионах Востока (Ближний Восток, Северная Африка) наталкивается на природные ограничители, в других (Южная, Юго-Восточная Азия) сопряжено с острыми межгосударственными противоречиями по вопросам водопользования. Поэтому в целом по региону Востока этот вид электрогенерации будет расти наименьшими среди всех способов получения электроэнергии темпами с прогрессирующим уменьшением доли в суммарном производстве электрической энергии. 72% прироста мощностей придется на Китай, где прогнозируется почти двукратное увеличение выработки (подсчитано по: [Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 188]). Наряду с этим запланировано крупное строительство ГЭС в Мьянме и Лаосе, ориентированное на китайский рынок, а также в Бутане и Непале - с перспективными поставками электроэнергии в Индию. Эти страны к 2030-м гг. войдут в число крупнейших в мире экспортеров электроэнергии, выработанной на ГЭС. Для Таджикистана, Кыргызстана, Армении, Грузии и Шри-Ланки гидроэнергетика останется основой электроэнергетики с медленным уменьшением ее доли в суммарной генерации [Energy Outlook for Asia..., p. 123, 132, 148, 163, 313].

стр. 153
Рост потребности в первичной энергии в Восточной, Юго-Восточной и Южной Азии будет опережать рост ее производства. Возрастающий дефицит будет покрываться импортом. Нетто-импорт горючих энергоносителей увеличится здесь в 2010-2050 гг. в 2.1 раза (подсчитано по: [Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 30]). Регион Ближнего Востока и Северной Африки даст обратную картину: рост производства первичной энергии здесь будет в полтора раза опережать рост ее потребления (подсчитано по: [Energy Outlook for Middle..., 2012, p. 21]). Регион укрепит свое положение основного нефтегазового экспортера мира. Регион Юго-Восточной Азии к 2030 г. превратится из нетто-экспортера в нетто-импортера первичной энергии. Возрастет значение Центральной Азии и Закавказья в качестве поставщиков углеводородов. В пределах регионов ситуация будет варьировать. Общемировая тенденция, свойственная и Востоку в целом, такова, что количество нетто-экспортеров первичных энергоносителей будет уменьшаться при соответствующем увеличении числа нетто-импортеров. Регион Востока в целом останется нетто-экспортером, включая в себя как крупнейших нетто-продавцов, так и нетто-покупателей.

Таблица 2

Баланс производства и потребления первичной энергии в регионах Востока

Регион

Баланс производства и потребления первичной энергии (млн т н.э.)

2010

2035

2050

Южная Азия

-215

625

-9310

Восточная Азия

-760

-1205

2490

Юго-Восточная Азия

+ 115

-75

205

Ближний Восток и Северная Африка

+355

+430

+545

Центральная Азия и Закавказье

+55

+215

+390

Рассчитано по: [Energy Balances..., 2012, p. 11.46-11.52].

Усиливающаяся зависимость стран Востока от мировых рынков энергоносителей в качестве нетто-экспортеров и нетто-импортеров поставит серьезные проблемы перед теми и другими, поскольку цены на энергоносители привязаны к цене нефти, а это - самый изменчивый и непредсказуемый рынок. Если ВВП страны на 30-50% формируется из нефтяных доходов (Саудовская Аравия, Катар, ОАЭ, Кувейт), либо страна на 90-100% зависит от импорта энергоносителей (Япония, Республика Корея, Тайвань, Сингапур), то в обоих случаях утрачивается национальный контроль над основными макроэкономическими показателями, так как сейчас цена нефти формируется не столько рынком, сколько наднациональными финансовыми структурами (хедж-фондами, инвесткомпаниями, банками, спекулянтами фьючерсами и прочими игроками), интересы которых далеки от интересов той или иной страны.

Кроме того, история последнего нефтяного "пузыря" продемонстрировала, что старое правило МВФ о том, что "увеличение цены нефти на 10 долл. за баррель ведет к снижению темпов роста мирового ВВП на 0.75%", действует только для средне- и слаборазвитых стран с "мягкой" валютой. Под рост цены нефти до исторического максимума 2008 г. адекватно обесценился доллар, в котором нефть торгуется (а по отношению к доллару адекватно укрепились твердые валюты), выросли государственные расходы в развитых странах, в них понизилась ключевая ставка, увеличился рост доходов населения. В целом рост цены на нефть никак не сказался ни на темпах роста экономически развитых стран, ни на благосостоянии их населения.

Подобного рода сценарии возможны и в будущем, и их негативное воздействие будет направлено не только на чистых покупателей, но и на продавцов энергоносителей

стр. 154
из числа развивающихся стран Востока (бюджетные проблемы, падение национальных биржевых индексов и капитализации компаний, обесценение национальной валюты, снижение реальной заработной платы, обесценение валютных резервов). Огромный рост производства и потребления энергии в мире потребует столь же масштабных инвестиций в новые мощности по добыче, транспортировке, генерации, дистрибуции энергии, а также в ремонт и техническое перевооружение старых.

В долгосрочном плане инвестиции в энергетику в среднем по миру незначительно колебались вокруг 4% ВВП. В развитых странах - импортерах энергии с высоким уровнем ВВП на душу населения этот показатель находится в пределах 2% ВВП, в быстро индустриализирующихся странах, небогатых топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР) с небольшим ВВП на душу населения - 4%, в странах с развитым ТЭК и со средним показателем душевого ВВП - 6%, в развивающихся странах с крупными и еще не освоенными запасами энергоресурсов и с пока еще низким среднедушевым ВВП - до 10% ВВП. Так, доли инвестиций в ТЭК Сингапура, Тайваня, Японии, Республики Кореи, Израиля заключены в пределах 1.5-1.9%, КНР, Индии, Индонезии, Турции, Пакистана, САР - 2.1-4.2%, Ирана, Алжира, Саудовской Аравии, Казахстана, Мьянмы, Ирана, Омана, Кувейта, Ирака - 4.2-6.1%, Азербайджана, Монголии - 8-10% [Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 104].

Суммарные инвестиции в энергетику стран Южной, Восточной и Юго-Восточной Азии составят за период 2010-2035 гг. 11.7 трлн долл. в ценах 2010 г. и еще 6.2 трлн долл. в 2035-2050 гг. Инвестиции в ТЭК ближневосточных государств составят 3.3 трлн долл. в 2010-2035 гг. и 1.8 трлн долл. в 2035-2050 гг., стран Северной Африки - 0.5 трлн долл. в 2010-2035 гг. и 0.3 трлн долл. в 2035-2050 гг. (подсчитано по: [Energy Investment..., p. 4-8; Energy Outlook for Middle..., 2012, p. 43; Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 103]). Масштабы инвестиций в ТЭК в различные регионы Востока, а также их отраслевая структура очень сильно разнятся.

Таблица 3

Инвестиции в ТЭК регионов Востока, необходимые для обеспечения прогнозируемых объемов энергопотребления в 2010-2050 гг.

Регион

Доля региона в суммарных инвестициях в ТЭК стран Востока (%)

Инвестиции в отрасли ТЭК (млрд долл. 2010 г.)

Газ

Нефть

Уголь

Электро- и теплоэнергия

Ближний Восток и Северная Африка

22.3

1200

2200

-

2500

Центральная Азия и Закавказье

2.6

390

210

-

600

Юго-Восточная Азия

6.9

320

310

300

1120

Восточная Азия

45.7

840

800

910

6530

Южная Азия

14.2

470

380

580

1890

Развитые страны Азии

8.3

630

290

320

1950

Рассчитано по: [Energy Outlook for Asia..., 2013, p. 103-105; Energy Investment.., 2003, p. 6-14].

Важнейшим источником столь масштабных инвестиций в мировую энергетику станет, очевидно, перераспределение средств из государственных фондов ценового субсидирования потребления первичной энергии (этой, по всеобщему признанию, "черной дыры" энергетики) в прямые вложения капитала. Затраты на субсидирование

стр. 155
энергетики в мире достигли в 2010 г. 2.1 трлн долл., что составило 3.5% мирового ВВП, или 8% совокупных расходов государств мира. Более 20 государств мира более 10% своего ВВП тратят на субсидирование энергетики (Иран, Туркменистан, Узбекистан, Саудовская Аравия, Кувейт, АРЕ) [The Outlook for Energy..., p. 67; World..., 2011, p. 516-517]. Субсидирование идет как в сфере производства, так в сфере потребления энергии. Субсидии до уплаты налогов имеют место, когда потребители энергии платят цену ниже цены ее поставки. К этому прибегают в странах с бедным населением с целью поддержания приемлемого уровня жизни. Помимо потребительского субсидирования широко применяется субсидирование производителей, когда энергетические компании несут убытки не вследствие низких цен на энергию для потребителей, а из-за своей низкой эффективности, причиной которой может быть архаичный экономический строй либо работа в неблагоприятных условиях (например, себестоимость добычи и транспортировки углеводородов в Персидском заливе в 20 раз ниже, чем в Северном море, и в 30 раз - чем на Ямале). Чтобы обеспечить конкурентоспособность своей энергетики, большинство государств мира прибегают к разнообразным формам субсидирования.

Субсидии до уплаты налогов составляют 0.7% мирового ВВП, или 2% от всех налоговых поступлений мира. Более четверти их объема - субсидии угольной отрасли. Наиболее велики абсолютные значения субсидий в крупных странах Востока - Иране (80 млрд долл. в 2010 г.), Саудовской Аравии (45 млрд долл.), Индии (24 млрд долл.), Египте (21 млрд долл.) [World..., 2011, р. 516-517]. Некоторые страны (Туркменистан, Иран) на энергетические субсидии тратят больше, чем на образование и здравоохранение. Последствия субсидирования далеко не ограничиваются бюджетными издержками. Субсидии приводят к неэффективному распределению ресурсов в пользу капитало- и энергоемких отраслей и секторов, рассчитывающих на государственные субсидии. Наконец, львиная доля субсидий не достигает адресата, поскольку они более всего затрагивают состоятельные слои общества, живущие в домах с кондиционированием воздуха, подогревом воды и имеющие автомобили. В целом по развивающимся странам Востока на долю 20% богатых домохозяйств приходится 43% субсидий, а на долю 20% беднейших - только 8% [World..., 2011, р. 519].

В 2009-2012 гг. ввиду крайнего экономического и экологического вреда ценовых субсидий были приняты обязывающие решения на международном (саммиты G-20 в Балтиморе и АТЭС в Сингапуре) и на национальных уровнях о невмешательстве государства в ценообразование на энергетических рынках (во многих странах - Индонезии, Таиланде, Индонезии, Индии, Иордании - уже с 2013-2014 гг.) и переводе субсидирования в русло главным образом прямых денежных трансфертов. Это должно повлечь за собой серьезное повышение спроса на энергию со стороны многомиллионной массы беднейшего населения, что потребует дополнительных инвестиций в энергетическое хозяйство.

Приведенные выше прогнозные оценки инвестиций в энергетику соотносятся лишь с достижением прогнозируемых макроэкономических и демографических показателей. Однако пока еще 1.1 млрд человек на Востоке лишены доступа к электроэнергии и 2.5 млрд человек используют для приготовления пищи традиционную биомассу (840 млн человек - жители Индии, 106 млн - Бангладеш, 105 млн - Пакистана, 39 млн - Мьянмы, 123 млн - Индонезии) [World..., 2011, р. 49]. По оценкам Международного энергетического агентства, в период 2010-2030 гг. в обеспечение доступа населения мира к современным формам энергии ежегодно будет инвестироваться в среднем 14 млрд долл. [World..., p. 469]. Расчеты показывают, что кумулятивные инвестиции за этот период составят около 300 млрд долл.; около 87% этой суммы придется на страны Азии (подсчитано но: [World..., 2011, р. 475-477]). В результате численность жителей Азии, не имеющих доступа к электроэнергии, должна сократиться с 675 млн чел. в 2009 г. до 375 млн чел. в 2030 г. Продолжение подобной практики в аналогичных

стр. 156
объемах после 2030 г. позволит к 2050 г. достигнуть полной электрификации стран Востока, что потребует дополнительно порядка 270 млрд долл. (подсчитано по: [World..., 2011, р. 469-478]).

Растущее давление экологического фактора также повлечет за собой необходимость дополнительных инвестиций в энергетику. В период 2000-2010 гг. объем выбросов диоксида углерода в атмосферу (85% выбросов приходится на энергетику) ежегодно увеличивался на 5%. Продолжение этой тенденции неизбежно вызовет к жизни действия по сокращению выбросов под давлением обязывающих международных документов. Эти действия будут связаны с технологическим переоснащением энергетических мощностей в развивающихся странах (на них приходится почти весь прирост выбросов).

Поскольку альтернативы сжиганию минерального топлива в мировой энергетике пока нет, снижение выбросов здесь возможно только на пути внедрения низкоуглеродных технологий, и прежде всего технологии улавливания и консервации диоксида углерода CCS (carbon capture and storage). Внедрение уже существующих технологий позволило бы удерживать С02 на приемлемом уровне. Однако технологии эти дорогостоящие, и поэтому сейчас в развивающихся странах Востока они широко не внедряются. Начала масштабного инвестирования в эту сферу следует ожидать не ранее 2020 г., когда к этому окончательно принудит экологическое давление. Ежегодные инвестиции в эту область в афро-азиатских странах оцениваются в 275 млрд долл. [World..., 2011, р. 225]. Кумулятивные инвестиции (как показывает простой подсчет) за период 2020-2050 гг. составят 8.2 трлн долл.; 36% из них придется на КНР, 20% - на Индию, 9% - на остальные развивающиеся страны Восточной, Южной и Юго-Восточной Азии, 8% - на регион Ближнего Востока и Северной Африки (подсчитано по: [World..., p. 224-226]). Торговля квотами на выбросы сделает инвестирование гибким и придаст ему международный характер.

Количество стран - нетто-импортеров первичной энергии постоянно увеличивается. Соответственно уменьшается число стран - нетто-экспортеров первичных углеродных энергоносителей. Первые остро заинтересованы в разработке и внедрении альтернативных источников энергии, вторые, равно как и энергетические ТНК, во многом контролирующие мировые потоки первичных энергоносителей, - в сохранении существующего положения. Поэтому инвестиции в ВИЭ локализуются в основном в государствах, испытывающих острую нехватку углеродных энергоресурсов, - Японии, Республике Корее, КНР, Индии, Тайване, Сингапуре. Страны - нетто-экспортеры (государства Персидского залива, Азербайджан, Туркменистан, Монголия, Алжир, Ливия, Бруней) - инвестируют в основном в расширение и совершенствование своей ресурсной базы - в геологоразведку, обустройство промыслов, в заводы по сжижению газа, в транспортную инфраструктуру.

Все возрастающая доля источников первичной энергии идет на производство энергии электрической. Электрификация промышленности (вытеснение кокса электричеством в черной металлургии, распространение электролиза для производства не только алюминия, но и других цветных металлов, распространение технологий, не требующих сжигания топлива в химической промышленности и прочее), транспорта (электрификация железных дорог, гибридизация автотранспорта), строительства и ЖКХ (климат-контроль, автономные системы отопления и подогрева воды) влечет за собой повышение доли ископаемого топлива, предназначенного для генерации электрической энергии.

Все страны (особенно энергодефицитные) заинтересованы в максимизации производства электроэнергии при минимизации сжигаемого органического топлива, т.е. в увеличении КПД ТЭС. В этой области видится поле для масштабных инвестиций уже в ближайшем будущем, благо прогрессивные технологии уже имеются.

Более половины электроэнергии в мире вырабатывается на угольных ТЭС (в Китае - 80%, в Индии - 76%). Альтернативы угольной энергетике, несмотря на экологиче-

стр. 157
ские издержки, пока нет и не предвидится. Вклад угля в производство электроэнергии не будет уменьшаться как минимум до 2040 г. Выработка электричества на угольных ТЭС увеличится в мире с 9 трлн кВт·ч в 2006 г. до 20 трлн кВт·ч в 2050 г. Около трех четвертей этого увеличения придется на азиатские страны. Серьезный рост генерации на базе угля планируется в Индии, КНР, Вьетнаме, Республике Корее, несмотря на то что обязательное CCS делает дороже электроэнергию, произведенную на угольных станциях, на 30% [Общие..., 2007, с. 46].

КПД существующих в Азии угольных электрических станций существенно ниже того, который мог бы быть обеспечен в настоящее время (в Индии и КНР - 28%, в среднем в мире - 35%). Китай мог бы потреблять на 20% угля меньше, если бы КПД китайских электростанций был бы примерно равен КПД обычной электростанции в Японии [Общие..., 2007, с. 47]. Рост эффективности может быть обеспечен путем внедрения современных технологий. Дополнительным стимулом является то обстоятельство, что CCS на станциях с низким КПД является нерентабельным. Поэтому инвестиции в высокотехнологичные мощности с высоким КПД являются главным шагом на пути реализации стратегии CCS. Поскольку угольные станции обладают большим сроком службы, быстрое распространение CCS возможно только на пути переоборудования, так как новые мощности все равно потребуются для компенсации мощности, отбираемой на улавливание. В Японии и КНР основная часть угольных станций была пущена в 1980-1990-х гг., что делает целесообразной модернизацию уже в 2015-2025 гг., учитывая срок службы угольных ТЭС в 40-60 лет. Индия уже подошла к этому рубежу, что создает оптимальные предпосылки для начала модернизации ее энергетики.

Основным препятствием для дальнейшего распространения перспективных технологий в газотурбинной генерации является неопределенность цен на газ в будущем. Вместе с этим данное обстоятельство делает весьма привлекательными инвестиции в трубопроводную инфраструктуру, замкнутую на крупнейших производителей природного газа - Россию, Иран, Туркменистан - на основе долгосрочных соглашений о поставках по фиксированным региональным (спотовым) ценам.

Возрастающее сжигание органического топлива (во все большей доле импортируемого) для генерации электрической энергии с целью достижения прогнозируемых макроэкономических показателей может оказаться непосильной экономической и экологической "ношей" для быстроразвивающихся государств Востока. Поэтому в них наблюдается повышенный интерес к возобновляемым источникам энергии (Renewable Energy, RE, ВИЭ). Однако ожидать кардинальных технологических прорывов в этой области, по мнению авторитетных экспертов [World..., 2011, р. 184], не следует.

Некоторые из ВИЭ-технологий уже ограниченно конкурентоспособны и привлекают внимание инвесторов в энергодефицитных странах. В первую очередь это относится к использованию биомассы. Более всего инвестируют в установки на основе древесных отходов для совместной выработки тепла и энергии в целлюлозно-бумажной промышленности в странах, богатых древесиной (Мьянма, Индонезия, Лаос), следом идет использование твердых бытовых отходов (крупные города). В странах с развитой сахарной промышленностью (Индия, Филиппины, Таиланд) заметную роль играет использование отходов переработки сахарного тростника. Все больше газогенераторов малой мощности на основе биомассы находит применение в сельских районах Южной и Юго-Восточной Азии. Рентабельность биоэнергетических установок повышается в перспективе тем обстоятельством, что, утилизируя отходы, биоэнергетические системы способствуют общему снижению выбросов CO2, поскольку живая растущая биомасса поглощает CO2; полный биоэнергетический цикл (выращивание биомассы - преобразование ее в электрическую энергию - новое выращивание) может обеспечить очень низкий выброс CO2 и избавить от строительства дорогостоящих CCS.

Что касается крупной электроэнергетики, то следует подчеркнуть, что мощность биоэнергетических станций на порядок меньше, чем угольных станций. Это почти

стр. 158
удваивает капитальные затраты и снижает КПД. Но оправдана замена части угля биомассой. Совместное сжигание не требует существенной модернизации и снижает эмиссию CO2. Период окупаемости систем совместного сжигания, использующих доступную, имеющуюся на местах биомассу, весьма короток.

Совместное сжигание биомассы с традиционным топливом представляет интерес для многих стран Востока. Утилизация в энергетике отходов лесозаготовок и растениеводства увеличивает инвестиционную привлекательность этих отраслей, обычно являющихся основой экономики этих стран. Совместное сжигание на ТЭС позволяет отказаться от неэкологичного сжигания отходов в лесах и на палах - самого распространенного способа избавления от некоммерческой биомассы. Многие страны Востока расположены в районах, для которых характерен большой выход биомассы и/или имеются крупные массы производственных отходов. В странах с высокой долей импортного угля в энергобалансе совместное сжигание существенно снизит расходы на импорт. Сжигание - наиболее привлекательный в краткосрочной перспективе вариант масштабного использования биомассы для производства электроэнергии. Если совместное сжигание требует незначительных дополнительных капиталовложений, а биотопливо доступно бесплатно, стоимость выработки может быть очень низкой.

Перспективным направлением инвестиций в ВИЭ в ближайшее время являются малые ГЭС. Страны ВА, ЮА и ЮВА имеют густую речную сеть, однако строительство крупных ГЭС здесь практически исчерпало свои возможности (за исключением КНР), так как оно связано с затоплением речных аллювиальных долин, что неприемлемо для Востока. Потенциал же "малой энергетики" (без строительства водохранилищ) используется на Востоке лишь на 2% (в мире - на 5%) [World..., 2011, р. 184]. Гидроэлектростанции малой мощности обычно строятся в русле рек и даже каналов с перепадом 1-2 м и представляют собой один из самых экологически безопасных вариантов преобразования энергии, поскольку существенно не изменяют течение реки. Небольшие ГЭС часто используются в качестве автономных установок для замены дизель-генераторов или других электростанций малой мощности или для снабжения электроэнергией жителей сельских районов. В густонаселенной Индии, например, Двенадцатым пятилетним планом обозначены более 5000 створов для строительства мини-ГЭС, причем в основном не на гималайских реках [Twelfth..., 2013, р. 89].

В сценариях МЭА вклад солнечной энергии в общее производство электроэнергии в мире к 2035 г. составляет лишь 3-5% [World..., 2011, р. 185]. Для массового внедрения на рынке общие капитальные затраты для фотоэлектрических систем, интегрированных с энергосистемами, должны быть снижены как минимум в четыре раза. При нынешнем уровне прогресса и затратах на внедрение, растущих на 15% в год, фотоэлектрические технологии достигнут приемлемого ценового уровня не раньше 2035 г. Фотоэлектрические и концентрационные технологии особенно привлекательны в регионах, где из-за использования кондиционеров пик потребления электроэнергии приходится на дневной период летних месяцев: Северной Африке, странах Персидского залива, Японии, Юго-Восточном Китае.

Внедрение других видов ВИЭ (геотермальная, энергия океана и др.) в странах Востока следует ожидать за пределами прогнозируемого периода времени. Соответствующие технологии находятся в стадии разработки, до их практического применения еще очень далеко, поэтому говорить о каких-либо инвестициях преждевременно.

Инвестиции в передачу и распределение электроэнергии имеют не меньшее значение, чем в ее производство. Во многих странах Востока потери при передаче и распределении электроэнергии крайне высоки (до 50%), и, хотя часть из них обусловлена воровством, решающую роль здесь играет устаревшая технология. Затраты на генерацию и передачу электроэнергии во многих странах сопоставимы. Решение этой проблемы не только зависит от инвестиций, но и является вопросом политического выбора. Наиболее привлекательной областью для инвестиций видятся так называемые

стр. 159
умные сети (smart grids). Это система, которая автоматически оптимизирует энергозатраты при изменении нагрузки. По оценке МЭА, к 2030 г. почти весь мир перейдет на технологии "умные сети". Ее внедрение снижает потери в сетях на 30-40% [World..., 2011, р. 202-203]. Большинство стран Востока - широчайшее поле для инвестиций в этой области. В Южной Азии, например, замена существующих сетей на "умные сети" равносильна увеличению производства электроэнергии на 20% [World..., 2011, р. 206]. Анализ факторов производства в электроэнергетике стран Востока в целом, длительный жизненный цикл основных фондов и большие сроки капитального строительства приводят к выводу о весьма незначительных перспективных подвижках в структуре электрогенерации. Прогресс здесь будет идти, очевидно, по пути технического совершенствования имеющихся мощностей. Переводить производство электроэнергии в крупных масштабах на маломощные и дорогие установки ВИЭ могут себе позволить лишь небольшие богатые постиндустриальные страны. Промышленный Восток для поддержания ускоренных темпов роста вынужден пока вводить крупные мощности традиционной генерации. Технологические революции на транспорте, в промышленности и строительстве еще более повысят роль крупной электроэнергетики (миллионы электромобилей, например, вместо топлива будут потреблять электроэнергию от электростанций, где сжигают органические источники первичной энергии). В ближайшей перспективе, возможно, под всей энергетикой будет пониматься только электроэнергетика. Данное обстоятельство еще более закрепит углеродный характер энергетики большинства стран Востока на обозримое будущее.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Общие тенденции развития мирового рынка энергетических углей // Экономическое обозрение, декабрь 2007.

BP Statistical Review of World Energy. L., 2013.

Energy Balances of Non-OECD Countries. P.: IEA, 2012.

Energy Investment Outlook. P.: IEA, 2003.

Energy Outlook for Asia and the Pacific. Mandaluyong City, Asian Development Bank, 2013.

Energy Outlook for Middle East. L., 2012.

The Outlook for Energy: A view to 2040 - Exxonmobil // cdn.cxxonmobil.com/...energy/2015 (access date: 21.02.2015)

Twelfth Five year Plan (2012-2017). New Delhi, 2013.

World Energy Outlook. Paris: IEA, 2012.

REFERENCES

BP Statistical Review of World Energy. London, 2013.

Energy Balances of Non-OECD countries. Paris: IEA, 2012.

Energy Investment Outlook. Paris: IEA, 2003.

Energy Outlook for Asia and the Pacific. Mandaluyong City, Asian Development Bank, 2013.

Energy Outlook for Middle East. London, 2012.

Obshehie tendentsii razvitiia mirovogo rynka energeticheskikh uglei // Ekonomicheskoe ohozrenie, dekabr' 2007.

The Outlook for Energy: A view to 2040 - Exxonmobil // cdn.exxonmobil.com/...energy/2015 (access date: 21.02.2015)

Twelfth Five year Plan (2012-2017). New Delhi, 2013.

World Energy Outlook. Paris: IEA, 2012.

стр. 160

Permanent link to this publication: