2.1. Динамика производства электроэнергии как пульс экономики и потенциал ее развития
С энергией связана вся история человечества. Считается, что уже около 1 млн лет назад, а возможно и ранее, гоминиды начали пользоваться стихийно возникшим огнем, а 250 000–400 000 лет назад тогдашние жители Африки и Евразии уже активно практиковали навыки по разведению и поддержанию огня. Изобретение паруса положило начало применению энергии ветра. При перемещении на длительные расстояния по суше или при возделывании земли человек задействовал энергию домашних животных.
Развитие цивилизации сопровождалось (и во многом было обусловлено) поисками и внедрением новых видов топлива и способов получения энергии, неуклонным ростом энергопотребления, кратно превышающим темпы роста численности населения планеты. Дополнительный стимул этому придавали введение энергосберегающих технологий, рост коэффициента полезного действия (КПД) двигателей, переход на диодное освещение, цифровизация управления электросетями.
Таблица 5
Динамика суммарного производства электроэнергии в мире (1980–2022)
За 40 лет, с 1980 по 2020 г., производство электроэнергии в мире выросло на 320 %, в среднем на 8 % в год. Замедление развитых экономик из-за пандемии снизило и наращивание выработки – до 4 %. Динамика потребления конечной энергии при прочих равных является индикатором темпов экономического роста, в то время как суммарный показатель установленной мощности электрогенераторов (с поправкой на КИУМ)[34] в сочетании с уровнем душевого энергопотребления характеризует задел для будущего развития.
По данным за 2022 г., общемировая годовая выработка электроэнергии превысила 29 000 ТВт·ч, причем более 52 % произведенной электроэнергии пришлось на три крупнейшие экономики мира: Китай, США и Индию.
Таблица 6
Страны-лидеры по количеству выработанной электроэнергии (ТВт·ч)
Приведенные в таблице 6 данные подтверждают взаимо-обусловленность энергопотребления и темпов экономического роста. Лидерами по приращению выработки выступают страны с наиболее динамично растущим ВВП – Индия, Индонезия и Китай. В свою очередь, резкое снижение выработки электроэнергии во Франции обусловлено остановкой реакторов АЭС на плановое техническое обслуживание, а также падением выработки на гидроэлектростанции (ГЭС), так как лето 2022 г. оказалось в Европе одним из самых засушливых в истории.
По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), до 2026 г. не более 15 % прироста спроса на электроэнергию будет обеспечиваться странами с так называемой развитой экономикой. Наиболее существенный вклад внесут Юго-Восточная Азия, Индия, Китай и ряд африканских государств. Потребление электроэнергии на душу населения в Китае уже превысило средний показатель по ЕС и продолжит расти. Стремительный рост потребления электроэнергии в Индии достигнет уровня США не позднее 2030 г. В прогнозе на 2024–2026 гг. МЭА утверждает, что после двух лет падения спроса на электроэнергию в Евросоюзе (2022 г. – 3,1 %; 2023 г. – 3,2 %) в последующие три года потребление энергии в Европе будет расти на 2,3 % в год, в США прогнозируется минимальный рост – 1,5 %, в то время как Африка (4,4 %), Юго-Восточная Азия (4,6 %), Китай (4,9 %) и Индия (7,2 %) покажут прирост выше мирового уровня[35].
Таблица 7
Страны-лидеры по душевому потреблению электроэнергии (2022)
В душевом потреблении картина несколько отличается. В мире выделяются три ареала сверхвысокой энергообеспеченности. Это Северная Европа, Персидский залив и Северная Америка. Вне границ указанных ареалов Республика Корея, которая тем не менее является самой энергообеспеченной страной Восточной Азии.
Российская Федерация с душевым показателем потребления около 7000 кВт·ч на человека в год оказалась в начале третьей десятки. Между тем потенциал российской энергетики весьма высок и при необходимости энергообеспеченность может быть увеличена, прежде всего за счет освоения гидроэнергопотенциала рек Восточной Сибири и Дальнего Востока. Высокая энергообеспеченность государства при низкой себестоимости энергии создает благоприятные условия для размещения энергоемких производств. Яркий пример – Исландия и Бахрейн, входящие в десятку лидеров по производству алюминия.
2.2. Краткий обзор структуры генерации мировой электроэнергетики по видам первичной энергии
При анализе основных тенденций развития региональной и мировой энергетики нельзя обойти вниманием такой аспект, как выбор первичных источников энергии и его влияние на энергогенерацию. Те изменения, которые произошли в ряде стран и макрорегионов, позволяют предположить, как будет развиваться отрасль в будущем, с учетом расширения использования новых возобновляемых источников энергии (нВИЭ).
Политико-идеологическая установка на массовое внедрение генераций на нВИЭ приводит к значительным изменениям в структуре инвестиций в отрасль, кратному увеличению установленных мощностей нВИЭ и заметным изменениям в структуре выработки. Данный тренд, основанный на отказе от традиционных источников энергии в пользу возобновляемых низкоуглеродных, получил название четвертого энергоперехода.
Под энергетическим переходом понимаются значительные структурные изменения в мировой энергосистеме. Выражаются они прежде всего в увеличении доли новых первичных источников с параллельным вытеснением старых, что неизбежно и самым кардинальным образом отражается на структуре выработки.
В истории выделяют три свершившихся энергоперехода, и гипотетический четвертый происходит в мире в настоящее время:
● первый энергопереход пришелся на конец XIX столетия и был вызван активной волной индустриализации в Европе и США. Он ознаменовался изменениями в топливном балансе, вызванными переходом от биотоплива (дрова, солома, древесный уголь) к ископаемому топливу (бурый и каменный уголь). Так, в 1840 г. на уголь приходилось около 5 % получаемой первичной энергии, а к 1900 г. этот показатель достиг 50 %;
● второй энергопереход (середина XX в.) определяется кратным увеличением в первичной энергии доли нефти (1915 г. – 3 %; 1975 г. – 45 %);
● третий энергопереход (конец XX в.) был связан с ростом потребления природного газа (1930 г. – 3 %; 2018 г. – 23 %).
По логике развития четвертый энергопереход должен был открыть эру ядерной энергетики, но резонансные аварии на объектах в Чернобыле (1986) и Фукусиме (2011) сделали такое развитие событий практически невозможным.
Современная версия четвертого энергоперехода подразумевает широкое использование в качестве первичной энергии возобновляемых источников: энергии ветра, Солнца, приливов и др. Если в 2017 г. ввод генераций на нВИЭ увеличился на 3 %, то в 2022 г. – уже на 14 %.
Главная причина четвертого энергоперехода – принятие научным и политическим истеблишментом (главным образом западным) как консенсусной точки зрения, что промышленная деятельность человека негативно влияет на окружающую среду и во многом способствует глобальному потеплению, угрожая тем самым стабильности жизни на планете. Четвертый энергетический переход призван обеспечить устойчивость и экологическую безопасность энергетики, а также снизить зависимость от ископаемых видов топлива.
Форсированные темпы развития ВИЭ были обусловлены принятием Парижского соглашения по климату СOP21 в 2015 г. Декларируемая цель энергоперехода – минимизация, достижение углеродной нейтральности выбросов в атмосферу за счет отказа от ископаемых видов топлива.
По сравнению с предшествовавшими энергопереходами отличительная особенность четвертого заключается в том, что он происходит в иных политических и технологических условиях. Предыдущие энергетические переходы характеризовались увеличением потребностей человечества в энергии, а выбор нового источника генерации в этом случае определялся в первую очередь его экономическими и технологическими преимуществами. Более того, завершившийся энергопереход никогда на приводил к исчезновению спроса на доминирующий энергоноситель-предшественник. Теперь же возникает риск, что многим странам, чьи экономики не считаются развитыми, придется на неопределенный период времени поступиться темпами экономического роста ради достижения целей «устойчивого развития». При этом эффективность новых источников энергии отходит на второй план.
По видам использованной первичной энергии в структуре электрогенерации выделяют четыре группы:
1. Тепловая энергия, получаемая при сжигании ископаемого топлива (уголь, газ, нефть, горючие сланцы и др.).
2. Гидроэнергия, включая гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).
3. Ядерная энергия.
4. Энергия на основе нВИЭ. К ней прежде всего относятся энергия ветра, лучистая энергия Солнца, энергия приливов и энергия внутреннего тепла Земли (геотермальная энергия).
Рис. 5
Сравнительная структура суммарной установленной мощности электростанций различных типов (1992/2021)
Рассмотрим в динамике мировую структуру электроэнергетики по видам первичной энергии, исходя из изменений доли установленных мощностей и фактической выработки электроэнергии (см. рис. 5 и 6).
Значительное изменение в структуре мощностей электростанций различных типов началось около 10 лет назад. Стимулом для данного процесса послужили два резонансных события: авария на АЭС «Фукусима-1» (2011) и принятие Парижского соглашения по климату (2015), предусматривающего достижение углеродной нейтральности в качестве цели энергетической политики стран. В результате общемировую тенденцию можно охарактеризовать как планомерное снижение доли установленных мощностей всех видов генерации за исключением нВИЭ. Этот процесс происходит неравномерно как для разных регионов мира, так и для каждого из типов электростанций. Особенно резкое снижение доли установленных мощностей отмечается в ядерной энергетике: с 11,7 до 5 %, то есть сокращение удельного веса АЭС составило 53 %. Существенно уменьшение и доли ГЭС: с 21 до 15,3 % (сокращение на 28 %); доля тепловой электростанции (ТЭС) снизилась с 64,7 до 57,5 % (сокращение более чем на 11 %). Симптоматично, что в борьбе за углеродную нейтральность максимальные сокращения доли мощностей наблюдаются как раз в подотраслях низкоуглеродной генерации (АЭС и ГЭС).
Рис. 6
Сравнительная структура выработки электроэнергии в мире по видам первичной энергии (2004/2022)
Соответствующие изменения коснулись и структуры выработки электроэнергии. На рисунке 6 представлено сопоставление структур производства электроэнергии в 2004 и 2022 гг. Основные тенденции: значительное уменьшение доли производства ядерной энергетики и многократный рост выработки на электростанциях, опирающихся на нВИЭ. Изменение структуры выработки подтверждает не просто анонсирование, а фактическое начало четвертого энергоперехода.
2.2.1. Тепловая энергетика мира. Энергия ископаемого топлива
Тепловые и гидроэлектростанции возникли практически одновременно на рубеже 1870–1880-х гг. Считается, что проект первой тепловой мини-электростанции, работающей на угле, был реализован немецким инженером Зигмундом Шуккертом в 1878 г. при строительстве замка Линдерхоф. В 1882 г. ТЭС большей мощности, известную как «Перл Стрит», запускает в Нью-Йорке Томас Эдисон; в 1883-м первая ТЭС появляется в Санкт-Петербурге.
С момента появления тепловые генерации надолго заняли в энергетике лидирующие позиции. В дальнейшем добавлялись лишь новые виды топлива и менялось их соотношение. Уголь и торф уступили место нефти, нефть с 1970-х гг. стала сдавать позиции в конкурентной борьбе с газом. Но окончательного отказа от «менее прогрессивного» в пользу «более прогрессивного» в глобальном масштабе не происходило. Вплоть до того, что, например, в начале XXI в. наметился «реванш» угля, чья доля в мировом энергобалансе вновь начала расти. Широкая доступность и относительная дешевизна данного вида топлива способствовали повышению спроса на него со стороны развивающихся стран.
Активное продвижение зеленой повестки в перспективе создает серьезную проблему для тепловой энергетики в целом, но для угольных генераций в особенности. Поскольку использование угля как топлива характеризуется максимальной эмиссией диоксида углерода в атмосферу.
Впрочем, пока курс на отказ от ТЭС сколько-нибудь заметен в основном в странах Западной и Южной Европы. Для большей же части мира тепловая энергетика остается главным видом генерации. На ее долю приходится около 56 % суммарной установленной мощности электростанций. И более 60 % вырабатываемой электроэнергии.
Сохраняющееся доминирование ТЭС вполне объяснимо. Теплоэлектростанции отличаются сравнительной простотой и дешевизной возведения, их работа не зависит от погодных условий, географические факторы также не играют особой роли при размещении генераций, главный критерий – доступность топливных ресурсов и стоимости доставки электроэнергии до конечного потребителя. Наконец, по себестоимости кВт·ч ТЭС намного экономичнее генераций, использующих нВИЭ.
Для ЮАР, Индонезии, Казахстана и многих других стран, имеющих собственную богатую ресурсную базу, тепловая энергетика играет практически исключительную роль. Для большинства остальных – формирует значительную часть энергобаланса. Таким образом, все крупнейшие производители электроэнергии в мире также являются лидерами по выработке энергии на ТЭС (табл. 8).
Рис. 7
Белхатувская ТЭС (5420 МВт) (Польша). Крупнейшая ТЭС Европы
Фото: © PGEGiEK
В структуре мировой тепловой генерации лидирующие позиции за собой оставляет уголь, на долю которого приходится 58 % первичного топлива. Интересно, что в числе наиболее карбонизированных оказываются наиболее крупные и инновационные экономики мира: Китай, Индия, США и Япония.
На газ приходится 37,5 %. Лидеры по его использованию – США, Россия, Япония и Иран.
Нефть (продукты нефтепереработки, мазут и дизель) как первичный источник электроэнергии не очень востребована. Этот вид топлива применяется как резервный или в малых автономных ТЭС. Поэтому лишь около 4 % мировой тепловой энергетики можно считать нефтезависимыми. Хотя в ряде стран мазут или дизель как энергоносители используются намного активнее: Саудовская Аравия (32,7 %), Бразилия (14,9 %), Аргентина (11,1 %), Мексика (10 %), Иран (9 %), Египет (8,4 %). В скобках указана доля мазутных или дизельных генераций от суммарной выработки ТЭС данной страны.
Развитие тепловой энергетики в среднесрочной перспективе будет неоднородным и во многом противоречивым, определяясь в значительной степени макрорегиональными различиями и спецификой. О чем мы подробнее поговорим ниже.
2.2.2. Мировая гидроэнергетика
Энергию текущей (падающей) воды человек начал использовать более 2000 лет назад – именно тогда появились прообразы водяных мельниц в античных цивилизациях Средиземноморья и Древнего Китая. На протяжении двух тысячелетий силой падающей воды приводились в движение мельничные жернова, насосы, кузнечные молоты. Почти одновременно с началом использования электричества для его производства стала применяться энергия падающей воды. Первые ГЭС в США и Европе заработали на рубеже 1870–1880-х гг. Гидроэнергетика России ведет свою историю с 1892 г. – момента запуска Берёзовской ГЭС на реке Берёзовке, притоке Бухтармы, на Алтае.
Таблица 8
Страны-лидеры по выработке электроэнергии на ТЭС
По формальным критериям гидроэнергетика вполне может считаться «чистой», или углеродно-нейтральной, то есть отвечающей требованиям зеленой повестки. Гидроэнергетику, которая используется уже почти полтора века, нельзя назвать генерацией на основе нВИЭ.
Гидроэнергетический потенциал рассчитывается по формуле E = mgh, где m – это масса воды (часть объема стока), а h – высота падения воды (перепад высот от истока до устья). Таким образом, при проектировании ГЭС можно максимизировать выработку либо за счет использования большого объема стока, либо значительного перепада высот.
Эффективность ГЭС определяется показателем модуля стока (объем воды, поступающий в водоток с единицы площади бассейна в единицу времени), а также частотой повторений маловодных лет, не позволяющих заполнить резервуар водохранилища до отметки нормального подпорного уровня (НПУ). При недостаточных запасах воды уменьшается и прогнозное значение выработки электрической энергии.
Гидроэнергетика обладает рядом существенных технико-экономических и экологических преимуществ:
1. Низкая себестоимость производства кВт·ч, что способствует повышению привлекательности региона, где базируется ГЭС.
2. Возможность оперативного реагирования на изменение уровня потребления в сети, что позволяет использовать ГЭС для покрытия полупиковой и пиковой зон суточного потребления, а также в качестве резервной мощности в экстренных ситуациях.
3. Создание водохранилищ, позволяющее регулировать водный баланс страны и своевременно обеспечивать гидроресурсами промышленность, АПК, ЖКХ и туристический сектор.
4. Использование плотин для защиты от подтопления нижележащих территорий, что особенно актуально для семиаридных и аридных областей.
5. Использование сооружений ГЭС для сохранения уровня гарантированных глубин речного фарватера, обеспечивающего бесперебойную работу водного транспорта.
6. Отсутствие прямых выбросов в атмосферу.
Главными недостатками в основном крупных напорных ГЭС являются:
● высокая стоимость и длительные сроки строительства, значительные капиталовложения, длительный инвестиционный цикл ГЭС, отталкивающий частных инвесторов;
● затопление и вывод из оборота земель;
● нарушение естественных водных и прибрежных экосистем, разрушение берегов под действием волн (абразия), утрата водотоком способности к самоочищению по причине изменения водного режима и отсутствия промывных фаз (половодье, паводки); выброс в атмосферу метана вследствие разложения останков органического вещества на дне водохранилищ;
● сравнительно небольшое время использования установленной мощности, по показателю КИУМ гидрогенерации значительно уступают АЭС и ТЭС.
В рамках развития гидроэнергетики можно выделить три основных направления:
● строительство крупных напорных ГЭС;
● малая гидроэнергетика (преимущественно деривационные ГЭС в горных областях);
● создание ГАЭС, которые используются для выравнивания суточных пиков потребления и включения резервных мощностей, поскольку, в силу специфики функционирования, они потребляют больше электроэнергии, чем вырабатывают.
Рис. 8
Вид с воздуха на Байхетанскую ГЭС, Китай
Фото: © Orientfootage / istockphoto.com
В настоящее время на долю ГЭС приходится около 15 % совокупной установленной мощности суммарной мировой электрической генерации. Эта доля продолжает снижаться за счет более активного использования нВИЭ. В 2023 г. общая установленная мощность гидроэнергетических объектов возросла на 13,7 ГВт, до 1416 ГВт. При этом мощность ГЭС увеличилась на 7,2 ГВт и составила 1237 ГВт, а ГАЭС – на 6,5 ГВт, до 179 ГВт. По сравнению с предыдущими годами темпы наращивания гидроэнергетических мощностей кажутся весьма скромными. Но если брать более длительный период – прирост относительно стабилен и составляет около 20 ГВт в год.
Доля установленной мощности ГЭС в макрорегиональном разрезе значительно колеблется и зависит от разницы гидроэнергопотенциалов. Для стран Ближнего Востока этот показатель составляет 4 %, а для Латинской Америки – 47 %. В то же время Африка, несмотря на обладание значительными гидроэнергоресурсами, сильно отстает по темпам их освоения.
В числе стран, где удельный вес гидрогенераций приближается к 100 %, – Парагвай и Норвегия. Значительна доля ГЭС в энергетике Исландии, Канады, Бразилии, Венесуэлы, Эфиопии, Демократической Республики Конго.
В последние 15–20 лет основной вклад в прирост гидроэнергетической мощности внесли Китай и в меньшей степени – Бразилия, страны Юго-Восточной и Южной Азии, Африка, а также Россия.
В горизонте до 2028–2029 гг. будут запущены или усовершенствованы крупные ГЭС (мощностью 2–5,15 ГВт) в Пакистане, Таджикистане, Китае, Эфиопии, Танзании, Анголе.
Таблица 9
Страны-лидеры по суммарной установленной мощности ГЭС (2023)
По данным Международной ассоциации гидроэнергетики (IHA), в 2023 г. ГЭС всех типов выработали 4185 ТВт·ч электроэнергии, что составило около 14,5 % общего объема мировой генерации. В целом в гидроэнергетической отрасли было отмечено снижение выработки на 223 ТВт·ч по отношению к предыдущему году в связи со снижением водности в регионах мира, обладающих значительными объемами гидрогенерации. Несмотря на колебания динамики выработки и взрывной рост установленной мощности генераций, использующих нВИЭ, гидроэнергетика продолжает оставаться самой крупной в низкоуглеродном сегменте энергетической отрасли.
Таблица 10
Страны-лидеры по выработке гидроэнергии (2022)
В таблице 10 представлены данные по выработке электроэнергии на ГЭС ведущими странами мира. Некоторые различия между рейтингом стран по размерам установленных мощностей ГЭС и выработке гидроэлектроэнергии объясняются более высоким модулем стока в бассейнах рек Бразилии, Канады, Норвегии, Вьетнама и др.
Лидерами по выработке энергии на ГЭС являются Китай, Бразилия, Канада, США, Россия и Индия – доля этих стран составляет около 52 % выработки всей гидроэлектроэнергии в мире, что в значительной степени коррелирует с их гидроэнергопотенциалом.
Гидроэнергопотенциал – важнейшая характеристика, определяющая перспективность развития гидроэнергетики в стране.
Выделяют три категории гидроэнергетического потенциала – теоретический, технический и экономический.
Теоретический учитывает полный поверхностный сток рек планеты.
Технический – ту часть общего стока, которая может быть технически использована, исходя из его сезонных колебаний, потерь воды на испарение и инфильтрацию, наличия подходящих створов для сооружения ГЭС. Коэффициент пересчета теоретического потенциала в технический для разных регионов Земли неодинаков, но в среднем его обычно принимают равным 0,4–0,5. Технический гидроэнергопотенциал мира оценивается в 15–17 млн ТВт·ч в год.
Экономическим гидроэнергопотенциалом называется часть технического потенциала, использование которой можно считать оправданным в финансовом плане. Он оценивается на уровне 8–10 млн ТВт·ч в год. Показатель экономического гидроэнергопотенциала не является постоянной величиной и зависит от конъюнктуры мировых цен на энергоносители. Например, во время мирового энергетического кризиса середины 1970-х гг. и сопровождавшего его роста нефтяных котировок коэффициент пересчета технического потенциала в экономический на некоторое время существенно повысился и, наоборот, в 1990-е гг. снизился на фоне нефтяного обвала.
Гидроэнергетический потенциал зависит от совокупной характеристики водности, величины падения реки и особенностей рельефа ее бассейна. Например, Амазонка выносит в океан в пять раз больше воды, чем вторая по полноводности река мира – Конго. Однако Конго благодаря топографическим и геологическим особенностям своего бассейна обладает гидроэнергетическим потенциалом, значительно превосходящим крупнейшую реку мира.
На Китай, Россию, США, Бразилию, Канаду и Демократическую Республику Конго приходится около 56 % мирового гидроэнергопотенциала. Но степень его освоения сильно различается в зависимости от макрорегиона. В Европе и Японии для сооружения ГЭС использовано уже большинство выгодных речных створов, схожая ситуация наблюдается в Северной Америке и Китае. В то же время для ряда стран Центральной и Восточной Африки, Латинской Америки, Средней, Южной и Юго-Восточной Азии, а также Дальнего Востока России характерен чрезвычайно низкий уровень освоенности гидроэнергетического потенциала, что открывает широкие перспективы для развития гидроэнергетики в будущем.
Таблица 11
Мировой технический гидроэнергетический потенциал и его использование
2.2.3. Ядерная энергетика в мире
Проекты, связанные с ядерной энергетикой, как правило, вызывают наиболее ожесточенные споры в обществе и политической среде.
Среди преимуществ данного вида генерации выделяют следующие:
1. Универсальность размещения. Работа АЭС не зависит от природных условий, наличия минерального топлива, логистических факторов, поэтому такие генерации могут быть возведены как в районах с максимальным уровнем энергопотребления, так и в отдаленных районах для обеспечения локальных изолированных энергосистем.
2. Энергоэффективность. Высокая теплоотдача ядерного топлива – 1 т ЯТ по соответствующему показателю эквивалентна 1,5–2 млн т у. т. – выгодно отличает АЭС от тепловых генераций.
3. Высокая производительность. АЭС обладают максимальным среди всех видов генерирующих мощностей КИУМ, на длительном временном отрезке достигающим 90 %.
4. Долговечность ресурсной базы. Суммарный энергетический эквивалент урана и тория – основных компонентов для производства ЯТ – намного выше потенциала органических энергоресурсов планеты, что является гарантией устойчивого обеспечения атомной энергией населения Земли на тысячелетия.
5. Минимальное воздействие на окружающую среду. При правильной и безаварийной эксплуатации АЭС отсутствует загрязнение почв, воздушного и водного бассейна. Единственное воздействие, оказываемое АЭС, – незначительное тепловое загрязнение.
Негативными факторами использования ядерной энергии являются:
1. Проблема с дезактивацией, транспортировкой и захоронением отработанного ядерного топлива, которая частично решена благодаря созданию реакторов на быстрых нейтронах, позволяющих регенерировать отработанное ядерное топливо, образуя замкнутый ядерно-топливный цикл.
2. Потенциальная опасность катастроф, аварий и диверсий на объектах ядерной энергетики, способных повлечь катастрофические последствия.
3. АЭС не способны регулировать уровень выработки электроэнергии с учетом динамики суточного потребления.
4. Строительство АЭС требует значительных капиталовложений, которые окупаются в течение длительного периода времени. По этому показателю АЭС сопоставимы с напорными ГЭС.
Эра промышленной ядерной энергетики началась в июне 1954-го, когда в СССР была введена в эксплуатацию первая в мире АЭС – Обнинская, мощностью 0,005 ГВт. Два года спустя была запущена АЭС «Колдер Холл» в Великобритании, а еще через два года – АЭС «Шиппингпорт» в США.
Первоначально суммарная установленная мощность АЭС росла значительными темпами, увеличившись с менее чем 1 ГВт в 1960 г. до 100 ГВт к концу 1970-х и до 300 ГВт – ко второй половине 1980-х. Пик мирового прироста мощностей (более 150 ГВт) пришелся на конец 1970-х – начало 1980-х гг.
Во многом «ядерный бум» был обусловлен нефтяным кризисом 1973 г. Особенно ярко это проявилось в таких странах, как Япония и Франция, в энергетике которых на долю генераций, работавших на продуктах нефтепереработки, приходилось 73 и 39 % соответственно.
На фоне роста цен на нефть в Японии принимается решение минимизировать зависимость страны от импорта топлива, а развитие ядерной энергетики становится национальным стратегическим приоритетом. До Фукусимской катастрофы Япония располагала 54 действующими атомными реакторами (занимая третье место в мире после США и Франции), которые вырабатывали более 30 % электроэнергии страны.
Еще более показателен пример Франции, где в 1970-е началась реализация так называемого плана Мессмера[36], предусматривавшего достижение полной независимости от нефти за счет ввода в эксплуатацию 80 ядерных реакторов к 1985 г. и 170 – к 2000 г. План был выполнен в сильно усеченном виде, но все равно позволил Франции стать лидером по доле энергии, вырабатываемой на АЭС. К 2018 г. во Франции действовали 58 ядерных реакторов, а доля выработки энергии на АЭС превысила 71 %, что стало самым высоким показателем в мире.
Однако уже в 1980-х мировая ядерная энергетика начала сталкиваться с растущими экономическими издержками, вызванными увеличением сроков строительства, в основном из-за изменений в законодательстве, судебных тяжб, общественных протестов. Происходившее в то же время снижение цен на ископаемое топливо делало строящиеся и запланированные в будущем электростанции еще менее инвестиционно-привлекательными.
После аварии на Чернобыльской АЭС (1986), наглядно показавшей, какими катастрофическими могут быть последствия сбоев и недочетов при использовании атомной энергии, намечавшийся было ядерный энергопереход был окончательно остановлен. Общая установленная мощность АЭС за последующие 20 лет выросла лишь на 21 %, достигнув к 2005 г. 366 ГВт, а за последующие 18 лет – менее чем на 7 %, превысив в 2024-м 391 ГВт. Всего в мире после 1980 г. было отменено более двух третей анонсированных или начатых проектов АЭС. Только в СССР после чернобыльской катастрофы было свернуто или приостановлено строительство 10 новых АЭС, а также доукомплектование дополнительными энергоблоками уже существующих.
Фукусимская авария спровоцировала новую волну отказов от эксплуатации АЭС, что происходило не только в самой Японии, но и в Европе. Так, в Германии «зеленые» не преминули воспользоваться случаем, чтобы торпедировать немецкие атомные проекты, апеллируя к трагедиям Чернобыля и Фукусимы.
Если в 2010 г. в Германии на долю АЭС приходилось около 25 % энергогенерации, то в 2023 г. был остановлен последний ядерный реактор в стране.
С 2011 по 2015 г. для проверок и модернизации была приостановлена работа всех японских АЭС. В 2015 г. эксплуатация части реакторов начала возобновляться, но доля выработки ядерной энергии оставалась по-прежнему невысокой – в 4–5 раз ниже по сравнению с 2010-м.
По данным Международного атомного энергетического агентства (МАГАТЭ), на начало 2024 г. в мире эксплуатировалось 412 энергетических ядерных реакторов на 170 АЭС, имеющих статус OP – Operational (действующий). Еще 9 электростанций с 25 реакторами обладают статусом SO – Suspended Operation (приостановленный в эксплуатации). В их числе четыре реактора в Индии и 21 – в Японии. Общая установленная мощность АЭС мира на начало 2024 г. превысила 391 ГВт.
Таблица 12
Ведущие страны мира в области ядерной энергетики[37][38]
Рис. 9
АЭС «Ханбит» (6180 МВт) (Южная Корея)
Фото: © IAEA Imagebank
Мировыми лидерами в области ядерной энергетики являются США, Франция, Китай, Россия и Южная Корея. Суммарно на эти страны приходится около 70 % установленных мощностей АЭС.
В целом доля установленных мощностей АЭС в мире за 30 лет сократилась более чем вдвое – почти с 11 до 5,7 %. Главные причины – приостановка или вывод из эксплуатации АЭС Германии и Японии, а также ускоренный рост мощностей нВИЭ в странах с развитыми экономиками и тепловой энергетики в странах с развивающимися экономиками. Кроме того, планируется дальнейшее сокращение доли ядерной энергетики в ряде европейских стран. Так, во Франции была принята правительственная программа, предусматривающая снижение доли АЭС в общей выработке энергии в стране до 50 % к 2035 г.
В то же время из-за влияния на энергетический рынок, и прежде всего на рынок углеводородов, масштабных антироссийских санкций и обострения конфликта на Ближнем Востоке нельзя исключать, что кризис, наблюдавшийся в развитии ядерной энергетики после 2011 г., будет постепенно преодолеваться. Все больше стран анонсируют строительство АЭС или уже реализуют соответствующие проекты. Постепенно вводятся в эксплуатацию приостановленные ранее реакторы в Японии[39], о наращивании ядерных энергетических мощностей заявил Китай, планируют активно развивать ядерную энергетику Россия, Южная Корея, Индия, Бразилия, Аргентина, Иран, Пакистан, Саудовская Аравия, страны Восточной Европы. В 2020 г. была введена в эксплуатацию АЭС «Барака» в ОАЭ, установленной мощностью 5,6 ГВт, а в 2023-м состоялся запуск второго энергоблока Островецкой АЭС в Беларуси. Рассматривают перспективные ядерные программы Чехия (где южнокорейская Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) выиграла тендер на строительство двух дополнительных энергоблоков АЭС «Дукованы»), Венгрия, Словакия, Болгария, Румыния, Польша. Государственная корпорация «Росатом» реализует соответствующие проекты в Турции, Бангладеш и Египте.
Технологиями строительства АЭС на данный момент обладают не более 10 государств: Россия, Южная Корея, Франция, США, Китай, Япония Канада, Швеция, Швейцария. Собственные АЭС и ядерные реакторы в прошлом строила Великобритания, затем она перешла на французские проекты, однако современная энергетическая политика Соединенного Королевства предусматривает активизацию работ по возрождению национальной атомной промышленности. Британские власти делают ставку на развитие собственных малых модульных реакторов и технологий по обогащению и переработке ядерного топлива, но пока не до конца решен вопрос с обеспечением финансирования и привлечением необходимых компетенций.
Ядерная энергетика, не слишком востребованная развитыми странами Европы, для многих стран Глобального Юга может стать стратегически оправданным решением энергетических проблем, связанных с ростом их экономик. Наличие такого запроса может повлиять на траекторию четвертого энергоперехода либо как минимум поставить под сомнение безальтернативность стремления к доминированию нВИЭ. Тем важнее окажется роль стран, обладающих компетенциями в области проектирования, строительства и обслуживания АЭС. А на рынке таких услуг в последнее время наблюдается разрушение американо-французской гегемонии с усилением позиций Китая, России и Южной Кореи.
2.2.4. Энергетика на основе новых возобновляемых источников энергии. Ветровая и солнечная энергия
Некоторые авторы подчас не делают различий между такими понятиями, как «возобновляемые источники энергии» (ВИЭ), «зеленая энергетика», «низкоуглеродная энергетика», «альтернативная энергетика», «нетрадиционная энергетика» и т. п. Это приводит к серьезным затруднениям при раскрытии и осмыслении соответствующей проблематики. Поэтому для начала следует четко определить дефиниции.
К низкоуглеродной (безуглеродной) энергетике мы относим все виды энергетики, характеризующиеся отсутствием или минимальной эмиссией парниковых газов в атмосферу. Это гидроэнергетика, ядерная энергетика, солнечная, ветровая, приливная и геотермальная энергетика.
Понятие «возобновляемая энергетика» предлагается закрепить за всеми перечисленными выше видами энергетики, за исключением ядерной. Хотя по поводу невозобновляемости ядерного топлива по-прежнему ведутся дискуссии.
Чтобы разделить классическую гидроэнергетику и условно новые отрасли, связанные с использованием энергии Солнца, ветра, приливов и внутреннего тепла Земли, последние отнесем к нВИЭ.
Зеленая энергетика – синоним нВИЭ, хотя комплексный анализ косвенного воздействия на окружающую среду данного вида генерации делает утверждение о его экологичности весьма дискуссионным.
От использования терминов «нетрадиционная энергетика» и «альтернативная энергетика» предлагаем отказаться из-за их семантической неточности.
Последнее десятилетие в мировой структуре производства электроэнергии наметился устойчивый тренд на увеличение доли нВИЭ. Этот процесс чрезвычайно интересен потому, что имеет не только технологическую и экономическую, но также идеологическую и геополитическую подоплеку. Кроме того, темпы перехода на нВИЭ существенно различаются: в одних странах и макрорегионах он форсируется, в других фактически игнорируется.
На развитие глобального рынка нВИЭ повлияло несколько основных факторов.
Технико-экономический. Увеличение КПД и снижение стоимости энергетических установок на основе нВИЭ сделали их конкурентоспособными по себестоимости производства электроэнергии с топливными генерациями.
Эколого-идеологический. Считается, что массовый переход к нВИЭ позволит значительно замедлить глобальное потепление.
Политико-экономический. Развитие генераций с использованием нВИЭ получает государственную (юридическую, фискальную, инвестиционную) и медийную поддержку во многих странах.
Геополитический. Широкое использование нВИЭ призвано экономически ослабить страны-экспортеры топливных ресурсов, создать особые условия конкуренции на рынке за счет введения зеленых сертификатов на энергоемкую продукцию.
Инновационный. Усовершенствование существующих и разработка новых генераций на базе нВИЭ стимулирует развитие прикладной науки и высокотехнологичных промышленных кластеров.
Надо отметить, что в большинстве стран, которые сегодня развивают нВИЭ, нет дефицита электроэнергии. Энергопотребление не растет в США, снижается в развитых европейских странах. Исключением из этого правила является Индия. Таким образом, развитие ВИЭ – не вопрос ликвидации или минимизации дефицита электроэнергии. Речь скорее идет об идеологическом, нежели экономическом, мотивированном изменении структуры генерации (как это происходит с Западной Европой), или ее диверсификации в стремлении минимизировать геополитические риски (как это происходит с остальным миром).
Технико-экономические особенности солнечной и ветровой энергетики во многом схожи. Рассмотрим их преимущества и недостатки.
Преимущества
● Возможность повсеместного использования. Хотя КИУМ данных энергетических установок будет существенно зависеть от расположения электростанции. Средняя скорость и повторяемость ветров, а также прозрачность атмосферы, продолжительность светового дня и интенсивность солнечных лучей географически детерминированы.
● Бесплатность, возобновляемость и неисчерпаемость первичного источника энергии.
● Простота и дешевизна эксплуатации и технического обслуживания.
● Безопасность и экологичность, основанная на отсутствии выбросов в атмосферу и потребления кислорода.
● Минимизация сетевых потерь, благодаря децентрализации генерирующих мощностей и сокращению расстояния между производителем и потребителем энергии. Данный вид генерации может быть использован как основной при наличии резервного в удаленных районах за пределами централизованных энергосистем.
● Привлекательность для частных инвесторов. Домохозяйства, подключенные к сети, могут выступать не только потребителями, но и производителями электроэнергии, реализуя ее в сеть.
● Выполнение роли драйвера высокотехнологичного экономического роста.
Недостатки
● Нестабильность объема производства энергии и невозможность оперативно реагировать на изменения потребления в энергосистеме. Как следствие, полноценная эксплуатация возможна только в сочетании с резервирующими устройствами (ГАЭС, мощными аккумуляторными батареями и т. п.) или в качестве дополняющей генерации к другой, более стабильной.
● Сравнительно низкий КИУМ, особенно у солнечных электростанций (СЭС), из-за ограниченного внешними условиями времени работы.
● Высокие инвестиционные затраты в расчете на кВт·ч полученной энергии. Стоимость производства, монтажа и конечной утилизации энергетических установок и аккумуляторов компенсируется «бесплатностью» первичной энергии только на длительном временном отрезке. Срок окупаемости СЭС составляет около 15 лет – это половина ее расчетного срока службы.
● Высокая уязвимость перед природными катаклизмами.
● Создание помех для воздушного сообщения (малой авиации) и распространения радиоволн.
● Снижение эффективности фотоэлектрических элементов при нагревании поверхности батареи и в процессе эксплуатации. Расчетный срок службы фотоэлектрического элемента не превышает 30 лет.
● Косвенное негативное воздействие на окружающую среду:
1. Сравнительно низкая плотность энергии на единицу площади приводит к изъятию из оборота значительных земельных ресурсов. Это не так существенно, когда речь идет о прибрежных акваториях и пустынях, но должно учитываться при размещении на пригодных для возделывания землях.
2. Сильное шумовое загрязнение и низкочастотные (инфразвуковые) колебания как побочный результат деятельности ветроэлектростанций (ВЭС).
3. Массовая гибель птиц в результате столкновений с лопастями ВЭС, особенно на путях сезонных миграций.
4. Невозможность полной утилизации отработавших лопастей и солнечных батарей. По некоторым оценкам, к 2050 г. в мире может накопиться до 80 млн т отработавших свой ресурс солнечных батарей. В процессе горения такого «электронного мусора» в атмосферу выделяются вредные вещества, провоцирующие онкологические и легочные заболевания. В ЕС и Японии задача по субсидированию переработки отслуживших свой срок солнечных батарей возложена на их производителей. В Китае и Индии вышедшие из строя фотоэлементы просто отправляются в утиль. Актуальность данной проблемы будет только возрастать, особенно с учетом наращивания производства солнечных батарей и того факта, что срок эксплуатации изделий, выпущенных в годы, когда зеленая повестка еще только входила в моду, уже подходит к концу.
5. Использование токсичных соединений тяжелых и редкоземельных металлов при производстве фотоэлектрических панелей. Это соединения кадмия, селена, свинца, галлия, индия, гексафторэтан, поливинилфторид. Кроме того, ключевой компонент большинства солнечных панелей – кристаллический кремний, при производстве которого образуется высокотоксичный тетрахлорид кремния, крайне негативно воздействующий на все живые организмы.
Нельзя не отметить и значительные энергозатраты, связанные с производством материалов для изготовления солнечных панелей: стекла, алюминия, стали, свинца, меди, кремния. Вероятность, что предприятия – производители таких элементов решают вопрос своего энергообеспечения тоже за счет нВИЭ, крайне невелика. Таким образом, развитие зеленой энергетики невозможно без использования энергоносителей, которые она, по идее, призвана отменить. Электропитание производства комплектующих получают не от солнечных станций, а от массовой энергетики (в том числе ТЭС). То есть для производства «чистой энергии» приходится использовать немало «грязной». Конструктивная сложность панелей приводит к тому, что перерабатывать солнечные батареи дорого и сложно.
До последнего времени ветрогенерация была самым быстрорастущим отраслевым сегментом в масштабах всего мирового энергетического рынка. Главные объекты генерации – ВЭС, представляющие собой объединение в сеть нескольких ветроэнергетических установок (ВЭУ). Они преобразуют механическую энергию ветра в электрическую энергию. Мощность ветрогенератора зависит от скорости ветрового потока, диаметра ротора и площади лопастей. Места установки ветряков выбираются на основе предварительно проведенных измерений частоты повторяемости и силы ветра.
Первые электростанции на основе энергии ветра появились еще в 1880-е гг. в США и Великобритании. В частности, первая в мире автоматически управляемая ветровая энергоустановка мощностью 12 кВт была построена в 1887 г. в Кливленде (США) Чарльзом Брашем. Увлечение ВЭУ на Западе было недолгим и к началу Первой мировой войны пошло на спад. Ветер не гарантировал бесперебойного энергоснабжения, к тому же строительство обходилось недешево, а производительность ВЭУ не покрывала потребностей растущей промышленности Европы и Америки. Уголь, а затем и нефть как первичный источник энергии оказались значительно рентабельнее, и, как только были решены проблемы со строительством надежных линий электропередачи, интерес к ветрогенерации пропал надолго.
Первая советская ветровая электростанция была сооружена в Курске в 1931 г. стараниями изобретателя-самоучки А. Г. Уфимцева. Благодаря разработанному Уфимцевым инерционно-кинетическому аккумулятору Курская ВЭС стала первой в мире ветровой электростанцией, на стабильность выработки которой не оказывала критического влияния беспорядочность порывов ветра.
Стоит отметить, что вскоре после начала работы станции Уфимцева в Крыму, в Ялте, был запущен еще один, на тот момент крупнейший в мире, ветроэнергетический комплекс мощностью 100 кВт. Ялтинская ВЭС проработала 10 лет и была уничтожена в ходе боевых действий в 1941 г. Однако после войны, в 1950–1955 гг., в СССР производилось до 9000 ветроустановок в год, мощность крупнейших из них исчислялась сотнями киловатт. Лишь открытие больших нефтегазовых месторождений в Западной Сибири приостановило развитие советской ветроэнергетики, которая, как когда-то на Западе, уступила по рентабельности тепловой[40].
Форсированное развитие ветровой энергетики в странах Европы, США, Китае и Индии началось после подписания в 2015 г. Парижского соглашения по климату. К 2024 г. установленная мощность генераторов ВЭС и СЭС достигла почти 23 %, превзойдя суммарную установленную мощность всех ГЭС и АЭС мира (см. рис. 5).
Лидерами по выработке ветровой электроэнергии являются Китай (40,7 %), США (15,7 %) и Германия (7,4 %), то есть на три страны приходится 2/3 всей производимой ветровой электроэнергии (см. табл. 13).
Рис. 10
Крупнейшая в мире ВЭС Ганьсу (7965 МВт) (Китай)
Фото: © Popolon
Таблица 13
Выработка электроэнергии и установленная мощность ВЭС по странам мира (2023)
По доле ветровой электроэнергии в общей структуре производства по итогам 2023 г. лидируют Дания (55 %), Литва (38 %), Ирландия (33,3 %), Уругвай (30,5 %) и Португалия (28,4 %).
Хозяйственное использование солнечной энергии имеет не такую богатую историю, хотя так называемый фотовольтаический эффект, преобразующий световую энергию в электрическую, был открыт французским физиком Александром Беккерелем еще в 1839 г. Используя это открытие, в 1883-м американский изобретатель Чарльз Фриттс создал первую в мире солнечную панель. В 1904 г. американец Джордж Коув создал первый солнечный генератор.
Значительное продвижение в использовании солнечной энергии и усовершенствовании панелей произошло во многом благодаря развитию космических программ, где солнечные панели использовались для энергообеспечения искусственных спутников и пилотируемых орбитальных станций. В 1980-х гг. в мире было построено семь пилотных СЭС башенного типа, крупнейшая из них мощностью 0,01 ГВт заработала в Калифорнии. Первая промышленная СЭС в CCCP установленной мощностью 0,005 ГВт была запущена в 1985 г. в северной части Крымского полуострова. Однако из-за низкого КПД преобразователей энергии солнечная генерация вплоть до начала 2010-х оставалась чрезвычайно дорогой.
Истории стремительного роста установленных мощностей СЭС и ВЭС почти похожи. Разница лишь в том, что широкое распространение солнечных генераций началось на несколько лет позже. Степень концентрации производства солнечной энергии также весьма высока – почти 2/3 выработки приходятся на четыре страны – технологических лидера: Китай (32,7 %), США (15,6 %), Японию (7,8 %) и Индию (7,3 %) (см. табл. 14).
По доле солнечной электроэнергии в общей структуре производства по итогам 2022 г. выделяются Намибия (> 25 %), Палестина (23 %)[41], Люксембург (20 %), Чили (17,6 %) и Йемен (17,3 %). Все страны, за исключением Люксембурга, расположены в областях, отличающихся максимальным фотоэлектрическим потенциалом. Впрочем, кроме Чили, уровень выработки энергии во всех перечисленных странах крайне низок.
Таблица 14
Установленная мощность и выработка электроэнергии на СЭС по странам (2022)
Одним из критических экономико-технологических препятствий для широкого внедрения нВИЭ является их сравнительно низкий КИУМ при сравнительно высокой, во всяком случае для солнечной энергетики, себестоимости кВт·ч.
Чем выше КИУМ, тем эффективнее работа электростанции. Особенно это касается АЭС, СЭС и ВЭС, где капитальные затраты играют существенную роль в стоимости энергии и рентабельности проекта. Сравнение КИУМ разных типов генерации может быть только условно-усредненным. Более того, даже одни и те же типы генерации могут иметь разные КИУМ. Такой разброс вызван многими факторами: технологическими особенностями, структурой генерации и потребления, размерами энергосистемы, географическим положением, климатическими условиями и т. п.
Таблица 15
Сравнительный КИУМ электроэнергии, производимой генерирующими мощностями разных типов (%)
2.2.5. Геотермальная энергетика
Геотермальная энергетика (ГеоЭС) – направление энергетики, основанное на использовании внутреннего тепла Земли для отопления, горячего водоснабжения или выработки электрической энергии. Геотермальную энергетику относят к группе нВИЭ, однако темпы прироста ее установленных мощностей намного скромнее, чем у других генераций, причисляемых к зеленой энергетике.
При этом запасы тепла Земли практически неисчерпаемы. Мощность теплового потока, поступающего из недр к поверхности планеты, оценивается в 45–50 ТВт – это более 400 000 ТВт·ч в год, что в 14 раз больше суммарной мировой выработки электроэнергии.
Но чрезвычайно низкая плотность теплового потока в большинстве районов планеты, за исключением активных зон тектонических разломов, отрицательно сказывается на рентабельности ГеоЭС.
Геотермальная энергетика подразделяется на петротермальную и гидротермальную. Первая использует тепло нагретых сухих пород – в данном случае вода прокачивается по проложенным в толще разогретых естественным образом пород трубам. Вторая использует тепло термальных вод естественного происхождения, как фонтанирующих, так и с использованием насосных скважин.
Рис. 11
Геотермальная электростанция в Исландии
Фото: © Gretar Ívarsson
Помимо практической неисчерпаемости энергоресурса, главное достоинство ГеоЭС – независимость работы от условий окружающей среды, времени суток и года. По этой причине КИУМ геотермальных станций намного выше, чем у других генераций, использующих нВИЭ, и достигает рекордных 80–85 %.
Наибольший интерес представляют залегающие близко к поверхности высокотемпературные термальные воды или выходы пара, которые можно использовать для производства электроэнергии и теплоснабжения.
Основной фактор, определяющий КПД паровой турбины, – температура геотермальной воды. Для генерации электроэнергии целесообразно использовать геотермальную воду температурой не ниже 140 ℃, для отопления и горячего водоснабжения требуется температура не ниже 50–60 ℃. Геотермический градиент на большей части планеты составляет в среднем 30 ℃ на 1 км. Для горячего водоснабжения потребуется скважина глубиной около 1–1,5 км, а для электрогенерации – несколько километров. Бурение глубоких скважин обходится дорого, а прокачка по ним теплоносителя энергозатратна, все это ограничивает экономическую целесообразность широкого применения геотермальной энергии. Поэтому практически все крупные ГеоЭС расположены в зонах повышенного вулканизма и гейзерных полей, где гораздо выше геотермический градиент, а геотермальные воды находятся близко к поверхности.
Использование термальных вод сопряжено с косвенными экологическими проблемами. В термальных водах содержится значительное количество токсичных соединений: солей свинца, цинка, кадмия, лития, а также бор, мышьяк, аммиак, сероводород, что исключает сброс этих вод в поверхностные водные системы. Высокая минерализация приводит к отложению солей и коррозии трубопроводов. Следовательно, возникает необходимость закачки отработанной воды обратно в водоносный горизонт, в том числе для поддержания напорного давления, на что опять же расходуется энергия.
Таблица 16
Установленная мощность и выработка электроэнергии на ГеоЭС по странам (2022)
В целом на долю геотермальной энергетики приходится всего лишь около 0,3 % мировой выработки электроэнергии, но ее вклад в общий энергобаланс ряда стран является определяющим. Хозяйственное применение геотермальных источников значимо для Кении (41,8 %), Исландии (29,5 %), Сальвадора (22,8 %), Новой Зеландии (18,6 %), Никарагуа (15,7 %), Коста-Рики (11,9 %), Филиппин (9,6 %). Лидерами в производстве электроэнергии на ГеоЭС в абсолютном выражении являются США (18,5 %), Индонезия (17,2 %), Турция (12,5 %) и Филиппины (12,4 %). Суммарно на их долю приходится более 60 % производства геотермальной электроэнергии мира. При этом с 2017 по 2022 г. Турция и Кения показали кратный прирост геотермальных мощностей. В Кении этот показатель вырос на 40 %. В остальных странах намечается замедление ввода ГеоЭС.