Начало третьего десятилетия ХХI в. с особой остротой выявило степень геополитической конфликтности и необходимость изменения самих принципов международных отношений. Схожая ситуация складывается и в мировой энергетике. Более того, проанализировав ключевые энергетические тренды, их причины и возможные последствия, несложно заметить иногда прямую, но чаще косвенную взаимосвязь между этими процессами и геополитикой.
Очевидно, что, форсируя четвертый энергопереход, Запад, помимо заявленной борьбы с глобальным потеплением, стремится ослабить позиции стран – экспортеров углеводородного сырья и сдержать темпы роста экономики ряда стран, претендующих на статус новых центров силы.
Рис. 12
Сравнительный анализ генерации электроэнергии по макрорегионам мира
Этот тренд находит отражение в современной мировой структуре генерации и в ее весьма динамичном изменении. Однако разные макрорегионы демонстрируют разную динамику. Прежде всего это выражается в масштабах их участия в четвертом энергопереходе. В данном разделе мы представим энергетический портрет и наметим траектории ближайшего развития энергетики для каждого макрорегиона.
2.3.1. Россия
Российская экономика – самая энергозатратная в мире, если относить этот показатель к размеру ВВП. Причина – размеры страны и основные занимаемые ею широты, в данном случае северные.
Длительный отопительный сезон, короткий световой день в зимний период, значительная длина транспортного плеча, а также отсутствие развитой культуры рачительного использования ресурсов определяют вклад энергетики в стоимость жизнеобеспечения, производства и перевозок. Отсюда и близкая к экзистенциальной роль топливно-энергетического комплекса (ТЭК) для России, даже если не принимать во внимание его долю в структуре экспорта. Хотя, несмотря на масштабные санкции в отношении российского сырьевого сектора, выручка от продажи за рубеж отечественных углеводородов по-прежнему является одним из ключевых элементов формирования доходной части бюджета и поддержания стабильности обменного курса рубля.
В этом смысле энергетическая независимость и возможность бесперебойно обеспечивать местных потребителей сравнительно недорогими энергоресурсами – залог не просто развития, а самого существования государства.
Устойчивость энергетической системы определяется гарантированной выработкой энергии, а также надежностью и связанностью электросетей. Первое достигается использованием генерирующих мощностей, минимально зависящих от погоды, времени суток, продолжительности светового дня. Поэтому на ТЭС и АЭС приходится свыше 80 % выработки энергии в России.
Подавляющее большинство электростанций и потребителей энергии России объединены в Единую энергетическую систему (ЕЭС), которая также включает в себя ЛЭП, трансформаторные и распределительные устройства. ЕЭС России охватывает практически всю населенную территорию страны и состоит из 70 энергосистем, входящих в состав шести объединенных энергетических систем (ОЭС) – ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири. ОЭС Востока функционирует изолированно от ЕЭС России.
ЕЭС обладает рядом преимуществ по сравнению с локальными энергосистемами:
● максимальная надежность электроснабжения;
● возможность сокращения потребности в установленной мощности электростанций на 10–12 ГВт;
● возможность маневрирования мощностью за счет оптимизации распределения нагрузки между электростанциями в целях экономии топлива;
● стабильность напряжения и частоты тока.
По данным системного оператора ЕЭС России, на 1 января 2024 г. установленная мощность всех электростанций страны составляла свыше 247,6 ГВт. В том числе на ТЭС приходится более 163,5 ГВт (66,1 %), на ГЭС – 50,1 ГВт (20,2 %), на АЭС – свыше 29,5 ГВт (11,9 %), на ВЭС – около 2,3 ГВт (0,92 %), а на СЭС – свыше 2,2 ГВт (0,85 %).
Структура энергетического баланса Российской Федерации за последние десятилетия не претерпела существенных изменений. Более 60 % электроэнергии производят ТЭС, что вполне объяснимо – Россия занимает второе место в мире по добыче природного газа, второе и третье – по добыче нефти и шестое – по добыче угля. При этом газ используют в качестве топлива около 71 % теплогенераций. К 2035 г. эта доля должна вырасти до 73–74 %, доля твердого топлива, соответственно, будет сокращаться с нынешних 25 % до 22–22,5 %.
В целом же дальнейшее масштабное развитие теплоэнергетики пока не предусмотрено. Запланировано строительство лишь небольших ТЭС и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), а также плановая замена выводимых из эксплуатации по окончании срока службы мощностей. Правда, не исключено, что эти планы будут скорректированы из-за необходимости повышать энергообеспеченность новых регионов, развивать энергетическое строительство на новых российских территориях.
Рис. 13
Структура установленных мощностей российской энергетики на начало 2024 г.
Рис. 14
Планируемая структура установленных мощностей российской энергетики на начало 2029 г.
Рис. 15
Структура выработки электроэнергии по типам установленных мощностей (2023)
Кроме того, нельзя обойти вниманием периодически появляющуюся в медийном поле информацию о планах по строительству теплоэнергетических супергигантов на Дальнем Востоке, а именно в Амурской области и в Якутии. Проектные установленные мощности данных ТЭС, согласно ряду источников, могут колебаться от 4 до 8 ГВт[42]. Однако многие эксперты задаются вопросом: кто будет основным потребителем электроэнергии, вырабатываемой на этих гигантских ТЭС? Не получится ли так, что Китай, желая снизить собственные показатели углеродной эмиссии, будет закупать мощности у дальневосточных супергенераций, тем самым де-факто перекладывая свои экологические издержки на Россию? Очевидно, от того, как скоро и какие ответы будут даны на эти вопросы, в значительной степени зависят и перспективы реализации соответствующих проектов.
С запуска в 2001 г. первого энергоблока Ростовской АЭС началось возрождение в России атомной энергетики. В дальнейшем вновь созданная госкорпорация «Росатом» проводила достройку или плановую замену ядерных реакторов на Калининской, Ростовской, Белоярской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.
На начало 2024 г. в России работали 11 АЭС, включающих 37 реакторов с общей установленной мощностью порядка 29,6 ГВт. Всего на долю атома приходится около 20 % выработки электроэнергии. Согласно стратегическим планам развития, утвержденным правительством и госкорпорацией «Росатом», к 2040 г. этот показатель должен превысить 25 %.
По словам генерального директора «Росатома» Алексея Лихачева, в ближайшие годы, помимо плановой замены существующих реакторов, будет построено еще семь новых АЭС в Центральной России, на Урале, в Сибири и на Дальнем Востоке. Отмечается, что до 2030 г. будут компенсированы выбывающие мощности, после чего начнется прирост мощностей и рост доли атомной генерации. В планах на первоочередную замену стоят реакторы РБМК[43] на Ленинградской, Курской и Смоленской АЭС, а также построенные около 50 лет назад водо-водяные энергетические реакторы (ВВЭР) на Кольской и Нововоронежской АЭС.
По словам Лихачева, для достижения 25 % доли атомной генерации нужно будет ввести до 2040 г. суммарно около 25 ГВт новых мощностей. В действующих планах до 2035 г. прописано строительство почти 17 ГВт, включая блоки на новых площадках – в Костромской и Нижегородской областях, Якутии и Чукотском автономном округе. Еще порядка 8 ГВт, а это 6–7 крупных блоков, планируется ввести к 2040 г. В более отдаленной перспективе можно ожидать дальнейшего увеличения доли ядерной энергетики, которая постепенно будет замещать ТЭС, что вполне согласуется с мировым трендом на сокращение углеродной эмиссии.
Сегодня основным направлением развития АЭС является внедрение энергоблоков поколения III+ с реакторами типа ВВЭР-ТОИ, также планируется сооружение инновационных энергоблоков четвертого поколения с реакторами типа БН-1200М на Белоярской АЭС, и БРЕСТ-ОД-300 в г. Северске (Томская область), модернизированных плавучих энергоблоков с реакторной установкой «РИТМ-200» в Чукотском автономном округе и реализация пилотного проекта по сооружению атомной электростанции малой мощности на базе реакторной установки «РИТМ-200Н» в поселке Усть-Куйга в Республике Саха (Якутия).
К 2040 г. новые АЭС значительно увеличат атомную энергетическую мощность России почти на 50 %. Это не только повысит энергетическую безопасность, но и создаст новые рабочие места, а также поспособствует экономическому развитию регионов, сделает энергетику страны более устойчивой и эффективной.
АЭС III–IV поколения отличает не только высокий уровень надежности, но и максимальный среди всех видов генерирующих мощностей КИУМ, достигающий 85–90 %. Эти преимущества нельзя не использовать для развития энергетики. Причем как внутри страны, так и на зарубежных рынках, наращивая объемы российского высокотехнологичного экспорта за счет накопленных и развивающихся отечественных атомно-энергетических компетенций.
Российские гидрогенерации активно используются для предотвращения сбоев энергосистемы в момент пиковых нагрузок. Но доля ГЭС в общефедеральном объеме выработки (около 19 %) весьма скромна. Особенно с учетом того, что Россия занимает второе место в мире по величине технического гидроэнергопотенциала, который в настоящее время реализован по разным оценкам на 12–20 %.
Основное препятствие для более активного развития гидроэнергетики – несовпадение территорий, наиболее привлекательных с точки зрения их гидропотенциала, и территорий, наиболее заселенных и хозяйственно освоенных.
Геополитическая обстановка и потребности экономики, обусловленные санкциями и переориентацией значительной части экспортных потоков в восточном направлении, возможно, приведут к появлению экономических центров в Сибири и на Дальнем Востоке. Это, в свою очередь, потребует увеличения плотности транспортной, производственной и социальной инфраструктуры и в конечном итоге ввода дополнительных энергетических мощностей.
При этом ГЭС обладают целым рядом косвенных преимуществ перед другими видами генерации, обусловленных транспортно-инфраструктурными возможностями водохранилищ и плотин.
В ближайших планах компании «РусГидро» полное завершение строительства напорной Усть-Среднеканской ГЭС в Магаданской области (0,536 ГВт); строительство целого ряда малых ГЭС на горных реках в республиках Северного Кавказа; сооружение противопаводковых ГЭС на реках Амурского бассейна, развитие гидроаккумулирующей энергетики (Ленинградская и Московская области, Краснодарский край, Республика Крым). В более отдаленной перспективе (2035–2040) предусмотрено строительство Канкунской ГЭС (1 ГВт) на реке Тимптон в Якутии, Нижнезейской (0, 4 ГВт) и Селемджинской (0,1 ГВт) в Амурской области, Крапивенской (0,345 ГВт) на реке Томь в Кемеровской области и Мотыгинской (1,08 ГВт) на реке Ангара в Красноярском крае[44].
СССР был одним из пионеров в области получения энергии на основе нВИЭ. В стране были построены прототипы всевозможных типов электростанций, однако открытие богатейших месторождений нефти и газа в сочетании с реализацией программы мирного атома сделало энергетику на основе нВИЭ нерентабельной, оставив соответствующие разработки в статусе экспериментальных пилотных проектов.
Общемировая зеленая повестка и определяемый ею тренд на переход к ВЭС и СЭС не могли не затронуть и российскую энергетику. Хотя общий вклад нВИЭ в суммарную генерацию электроэнергии в стране все еще не превышает 1 %.
Мощности нВИЭ будут расти в обозримом будущем, но не столь быстрыми темпами, как в Европе. Важным фактором здесь будет оказание поддержки сектору со стороны государства. Так, согласно планам развития энергетики на 2023–2028 гг., более 25 % новых вводимых в эксплуатацию мощностей (почти 3,9 ГВт) придется на нВИЭ – ВЭС и СЭС, что приведет к увеличению общего объема установленных мощностей нВИЭ более чем на 60 %. В «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года» в общей сложности запланировано строительство станций на нВИЭ суммарной установленной мощностью 11,6 ГВт.
Всего с 2023 по 2028 г. запланировано вывести из эксплуатации почти 5,2 ГВт мощностей, из которых 1 ГВт приходится на АЭС, а остальное на требующее модернизации устаревшее оборудование ТЭС. Ввести же за это время предполагается около 15,3 ГВт новых генерирующих мощностей (рис. 16). В итоге прирост общей установленной электрической мощности за пять лет составит порядка 10,1 ГВт (более 4 %), а итоговая мощность всех электростанций страны достигнет 259 ГВт.
Площадки для реализации коммерчески успешных ветроэнергетических проектов имеются во многих российских регионах. Но с учетом скорости и повторяемости ветров для размещения ВЭС более перспективны пустынно-степная зона, а также безлесные побережья северных морей.
Рис. 16
Сравнительный анализ структуры ввода новых мощностей разных типов генерации
В сфере использования нВИЭ основные усилия сейчас направлены на разработку собственных технологий и локализацию производства оборудования (в частности, ветрогенераторов мультимегаваттного класса). Проводятся работы по адаптации ВЭУ к суровым условиям Заполярья.
Российские компании уже начинают производство собственных генераторов с использованием импортных технологий, а к 2030 г. они собираются достичь технологического суверенитета и рассчитывают выйти на экспортный рынок.
Себестоимость ветро-кВт·ч на крупнейших ВЭС России на сегодняшний день практически сравнялась с себестоимостью тепловой и ядерной генерации. Средний срок окупаемости ВЭС – около восьми лет с начала эксплуатации станции, а наибольший экономический эффект достигается на 12–13-й год работы. Рентабельность проекта повышается еще и благодаря отсутствию в стоимости топливной составляющей, влияющей на ценообразование, то есть относительная себестоимость энергии с течением времени только уменьшается, так как практически не зависит от инфляции.
В России с октября 2021 г. действует утвержденная Правительством РФ Стратегия социально-экономического развития с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г. В рамках Стратегии предполагается достижение нулевых выбросов углекислого газа при производстве электроэнергии за счет финансирования проектов зеленой энергетики и роста ядерной генерации при параллельном сокращении угольной и модернизации газовой. После 2022 г. Россия столкнулась с санкциями и инвестиционными ограничениями, вследствие которых был закрыт доступ к низкоуглеродным технологиям, что затрудняет реализацию указанных планов.
Тем не менее в развитии генераций на базе нВИЭ могут быть заинтересованы частные инвесторы – как российские, так и из дружественных стран. Особенно предприниматели, которые занимаются проектами, связанными с заселением изолированных районов Севера и Дальнего Востока, сухостепной и полупустынной зон. Полномасштабное использование в этом случае дизельной генерации затратно и неэкологично. В то же время могут оказаться весьма востребованы типовые быстровозводимые модульные блоки небольшой мощности – пусть и дублируемые резервным дизельным генератором, – использующие энергию ветра и Солнца.
С учетом климатических особенностей, структуры экономики и геополитического положения России, крайне важно проводить сбалансированную энергетическую политику. Впадать в крайности зеленой повестки так же контрпродуктивно, как и отказываться от разработки программ, связанных с нВИЭ, и чревато технологическим отставанием. В свою очередь, высокая степень диверсификации первичных источников энергии определяет стабильность и надежность энергоотрасли в целом.
2.3.2. Европа
Ни один из макрорегионов мира не провел такой масштабной структурной реформы в области электрогенерации, как Европа. Причем в Дании, Ирландии, Испании, Португалии, Германии, Великобритании, Греции и Нидерландах на долю ВЭС и СЭС приходится от 25 до 56 % выработки электроэнергии.
После Парижского соглашения 2015 г. зеленая повестка стала практически императивной для целого ряда европейских стран. Попробуем объяснить, какую роль здесь играет забота об экологии, а какую – геополитика и экономика. И почему идея четвертого энергоперехода оказалась настолько востребована.
Во второй половине XX в. растущая экономика Европы столкнулась с серьезным дефицитом энергоносителей. Собственно европейские запасы нефти и газа ограничены акваторией Северного и отчасти Черного морей. Причем добыча там постепенно сокращалась. Европейская угольная отрасль тоже деградировала. К середине 1990-х от своего угля практически полностью отказалась Великобритания, за 40 лет почти втрое сократилась добыча угля в Германии и в 2,5 раза – в Польше.
Все эти факторы сделали Европу крупнейшим в мире импортером энергоносителей. В разные годы основными их поставщиками для Старого Света выступали страны Персидского залива, СССР (потом – Россия), Северная Африка.
Но такая модель была сопряжена с немалыми геополитическими рисками. По крайней мере, даже если соответствующие опасения были не всегда оправданны (а так происходило, например, в случае с Россией) – они будоражили европейское общество, не исключая истеблишмент, провоцировали нежелательные колебания в настроениях избирателей.
Неудивительно, что в переходе на нВИЭ европейские политики увидели возможность достижения энергетического суверенитета и, соответственно, избавления от упомянутых страхов.
Более того, некоторые эксперты склонны рассматривать энергетический кризис 2022 г. как подтверждение правильности выбора зеленой повестки. Из-за санкций российские энергопоставки сократились и взлетели цены на газ. В свою очередь, стоимость выработки газовых генераций достигла €0,65 за ГВт·ч[45].
Столкнувшись с газовым ралли, многие европейские энергокомпании вспомнили об угле. Как результат – этот вид топлива резко подорожал. Не в состоянии компенсировать снижение выработки ТЭС и европейские ГЭС – аномальная летняя жара привела к падению уровня воды в реках и водохранилищах.
Подорожавшая электроэнергия подстегнула европейскую инфляцию, угрожая европейскому политическому статус-кво. Желание политиков успокоить избирателей, а бизнеса – минимизировать издержки, усилило запрос на генерации на базе нВИЭ, оказавшихся в сложившихся условиях едва ли не более рентабельными, чем ТЭС и ГЭС.
Благодаря росту установленной мощности и благоприятным погодным условиям, совокупная выработка европейских ВЭС и СЭС в 2023 г. увеличилась на 10 %, а итоговая доля в общем производстве электроэнергии достигла 23 % и превысила выработку на газовых электростанциях, которая составила 19 %. Рекордная выработка энергии с помощью ветра и Солнца помогла ЕС преодолеть энергетический кризис[46].
Впрочем, говорить о безусловном триумфе европейской зеленой энергетики несколько неосмотрительно. Выигрыш в моменте нередко оборачивается серьезным проигрышем в среднесрочной перспективе. Нельзя исключать, например, что остановка крупнейших европейских заводов в 2024 г. – в значительной степени как раз следствие форсирования четвертого энергоперехода. Ведь ветровые и солнечные генерации не настолько мощны, чтобы в полной мере удовлетворять потребности крупных промышленных производств.
Тем не менее, несмотря на зеленую повестку и тот факт, что тепловая генерация сейчас в Европе не в приоритете, в энергетических балансах ряда стран доля ТЭС остается весьма существенной: Польша – 76 %, Италия – 64 %, Нидерланды – 54 %. Нельзя не учитывать и расконсервирование угольных ТЭС в Германии и Великобритании.
Важную роль в европейской энергетике продолжают играть АЭС.
В первую очередь надо отметить Францию – доля атомных генераций в ее энергобалансе достигает 70 %. В стране насчитывается 57 действующих реакторов общей мощностью 63 ГВт, еще шесть реакторов общей мощностью 10 ГВт планируется построить до 2035 г. Правда, необходимо понимать: новые вводимые мощности будут не столько увеличивать общую выработку, сколько предотвращать ее снижение из-за вывода из строя реакторов с истекающим сроком эксплуатации.
В последние годы Франция экспортирует большое количество электроэнергии в Германию во время так называемого дункельфлаута[47]. Как правило, речь идет не о чистом экспорте энергии, а реверсивных поставках. Возврат происходит за счет импорта (иногда по отрицательным ценам), когда погодные условия благоприятствуют производству энергии нВИЭ в Германии.
Швеция – вторая страна в Европе по количеству произведенной электроэнергии на АЭС. Ядерная энергетика Швеции представлена тремя АЭС с шестью действующими реакторами общей мощностью более 6900 ГВт, которые производят более 30 % электроэнергии страны. До 2009 г. Швеция проводила политику поэтапного отказа от ядерной энергетики, однако в дальнейшем эти планы были пересмотрены. В новой энергетической доктрине снято ограничение на количество реакторов, разрешено создание новых АЭС, а не только установка дополнительных энергоблоков на существующих, к 2035 г. запланировано ввести еще 2,5 ГВт ядерных мощностей.
В Великобритании девять реакторов на пяти АЭС общей установленной мощностью почти 6 ГВт. В 1997 г. на ядерную энергетику приходилось 26 % общего объема выработки, затем в связи с остановкой ряда АЭС этот показатель упал до 15–16 %. Энергетический кризис 2022 г. вынудил Лондон вновь возобновить строительство атомных генераций. В настоящее время ведется строительство двух энергоблоков АЭС «Хинкли Пойнт», строительство еще четырех реакторов запланировано до 2035 г.
Финляндия располагает пятью действующими реакторами общей мощностью 4 ГВт, расположенными на двух АЭС. На их долю приходится почти треть выработки. И этот показатель, видимо, будет расти, поскольку финские власти запланировали строительство третьей атомной генерации – АЭС «Ханхикиви». Изначально проект должна была реализовать российская государственная корпорация «Росатом». Но в 2022 г. на фоне масштабных антироссийских санкций финская сторона в одностороннем порядке расторгла соглашение.
В условиях ограниченности свободного гидроэнергопотенциала, сравнительно невысокого ветрового коэффициента и необходимости снижать количество выбросов углерода почти все страны Восточной Европы в национальных программах развития энергетики делают ставку на увеличение доли выработки на АЭС.
Особенно показательны здесь планы Польши, богатой угольными месторождениями, но пока еще не имеющей на своей территории ни одной АЭС. В Польше в период до 2030 г. запланирован пуск семи ядерных реакторов мощностью по 0,3 ГВт, а к 2038 г. – запуск еще пяти реакторов общей установленной мощностью 6,5 ГВт.
В Болгарии доля ядерной энергетики в общем производстве электроэнергии приближается к 42 %. Такой результат обеспечивается двумя реакторами АЭС «Козлодуй» общей мощностью 2 ГВт, построенными при участии Советского Союза на рубеже 1980–1990-х. До 2035 г. в стране планируется запуск еще двух энергоблоков в сотрудничестве с компаниями из США.
В Румынии на долю единственной Черноводской АЭС с двумя энергоблоками общей мощностью 1,3 ГВт приходится около 19 % вырабатываемой электроэнергии. В ближайших планах строительство еще двух энергоблоков в сотрудничестве с США, Канадой и Францией.
Единственная в Венгрии АЭС «Пакш» располагает четырьмя энергоблоками ВВЭР-440. Ее доля в общем объеме венгерской энерговыработки превышает 50 %. На 2024–2025 г. запланировано начало строительства еще двух энергоблоков ВВЭР-1200. Венгрия – единственная из европейских стран, продолжающая сотрудничество с «Росатомом».
В Чехии эксплуатируются две АЭС – «Дукованы» и «Темелин» – общей установленной мощностью 3,88 ГВт. В планах правительства увеличить долю атомной генерации в общем объеме выработки с нынешних 30 до 58 %. С этой целью на площадке в Дукованах планируется построить два новых реактора по 1,2 ГВт, которые заменят старые энергоблоки, срок эксплуатации которых истекает в 2035 г. Тендер на строительство выиграла южнокорейская компания Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP). Ожидается также строительство двух энергоблоков по 1,2 ГВт на площадке в Темелине.
Словакия располагает пятью действующими реакторами на двух АЭС – «Богунице» и «Моховце» – общей мощностью 2,3 ГВт. На их долю приходится более 50 % производства электроэнергии в стране. В дальнейшем Словакия рассчитывает стать нетто-экспортером безуглеродной энергии за счет развития ядерной генерации.
В Словении АЭС «Кршко» с одним реактором мощностью 0,696 ГВт почти на треть удовлетворит национальные энергопотребности. Обсуждается возможность строительства дополнительного энергоблока.
Беларусь последней из европейских стран приступила к развитию атомной энергетики. В 2021 и 2023 гг. в эксплуатацию были введены реакторы АЭС «Островец» общей установленной мощностью 2,218 ГВт. Но на этом Минск явно не намерен останавливаться.
До 2021 г. Украина занимала второе место в Европе по объему производства атомной энергии. К настоящему моменту из 15 ядерных реакторов на четырех АЭС на территории, подконтрольной Киеву, осталось девять действующих энергоблоков на трех АЭС. При этом оценить объемы их выработки не представляется возможным из-за отсутствия актуальных статистических данных.
Доля атомной энергии в выработке в энергобалансе Нидерландов не превышает 10 %. В стране действует лишь один реактор мощностью 0,482 ГВт на АЭС в Борселе. Однако в планах Гааги строительство по меньшей мере четырех крупных ядерных реакторов до 2040 г. На 2025 г. намечен тендер по выбору поставщика первых двух реакторов. Кроме того, предусмотрена возможность создания небольших модульных реакторов для повышения энергетической независимости и устойчивости страны[48].
Несмотря на упомянутые энергетические проблемы, в Европе остаются страны, сохраняющие курс на отказ от ядерной энергетики.
В Испании семь реакторов производят почти 20 % электроэнергии. Тем не менее уже через 10 лет должен быть остановлен последний энергоблок.
В 2016 г. семь реакторов АЭС Бельгии производили более 51 % электроэнергии. С тех пор доля ядерной энергетики в стране неуклонно снижается. Тем более что изначально остановка последнего энергоблока была намечена на 2025 г. Сегодня срок окончательного прекращения бельгийской атомной программы отложен на 10 лет.
В Швейцарии эксплуатируются три АЭС, насчитывающие четыре действующих реактора общей установленной мощностью почти 3 ГВт. Доля АЭС в производстве электричества за последнее десятилетие сократилась примерно с 40 до 29 %. С 2018 г. в стране введен запрет на выдачу новых лицензий на строительство АЭС. Полностью отказаться от ядерной энергетики планируется к 2044 г.
К числу стран, которые отказались от использования ядерной энергетики, не начинали ядерную программу или приостановили работы всех реакторов, относятся Австрия (1978), Дания (1985), Италия (1990), Ирландия (1999), Греция, Португалия, Литва (2009), Германия (2023). В Австрии, Италии, Дании и Ирландии строительство АЭС запрещено законом.
2.3.3. Северная Америка
Макрорегион, объединяющий США и Канаду, входит в тройку наиболее энергообеспеченных, наряду с Северной Европой и Персидским заливом. Система ТЭК Северной Америки отличается устойчивостью благодаря богатейшему ресурсному потенциалу, технологическому суверенитету, высокому уровню диверсификации производства энергии и геополитическим дивидендам.
Наращивание сланцевой добычи в 2010-х позволило США вернуть себе титул мирового нефтегазового лидера (табл. 17). Хотя в силу довольно высокой себестоимости добыча углеводородов на североамериканском континенте рентабельна при мировых нефтяных ценах не ниже $50–65 за баррель. Особенно это касается Канады, основные запасы нефти которой сосредоточены в битуминозных песках провинции Альберта и являются четвертыми по величине в мире.
Таблица 17
Место США и Канады по добыче и запасам углеводородного сырья
В 2023 г. США по объемам газового экспорта превзошли Россию, Катар, Норвегию и Австралию. Американский сжиженный природный газ (СПГ) поступает на рынки ЕС, Великобритании, стран Восточной Азии и, в меньшей степени, Латинской Америки; трубопроводный газ идет в Мексику, а также – в рамках реверсных поставок – в Канаду (притом что эта страна сама входит в первую шестерку газовых экспортеров). Неизбежным следствием значительного увеличения доли США на мировом газовом рынке, наряду с прямой экономической выгодой, стало и появление у Вашингтона дополнительных возможностей для усиления своего геополитического влияния. Прежде всего на ЕС.
По объемам нефтяного экспорта Канада и США заняли соответственно третье и четвертое места в 2022 г. Правда, до 97 % канадского экспорта приходится на Соединенные Штаты, что составляет 60–65 % всего американского импорта нефти. В свою очередь, часть нефти, добытой в США, поставляется в Канаду в рамках снижения транспортных издержек.
Активная, а зачастую агрессивная политика США на мировом рынке углеводородов привела к его переформатированию и сделала его инструментом геополитического воздействия. Доминирование в сфере экспорта газа стало одновременно целью получения экономических преференций и средством усиления геополитического давления в разных регионах мира, прежде всего в Европе.
По совокупному объему производимой электроэнергии США занимает второе место после Китая с 15 %-ной долей в мировой выработке. При этом в ядерной и геотермальной энергетике США принадлежит мировое лидерство. И четвертое место по объему выработки американских ГЭС.
И Канада, и США входят в десятку лидеров по производству электроэнергии на душу населения. Как видно из таблицы 18, структура генерации в обеих странах отличается высокой степенью диверсификации генерирующих мощностей.
Таблица 18
Структура производства электроэнергии в США и Канаде по видам генерации (%)
Что касается четвертого энергоперехода, то, несмотря на наличие технологических возможностей, компетенций и популярность соответствующей риторики среди части политического истеблишмента, США не спешат отказываться от генераций старого образца. При этом 20 % американских ТЭС работают на угле, обеспечивая стране третье место в мире по объемам эмиссии углекислого газа. Доля американских генераций на базе нВИЭ составляет 39 %, тогда как у Канады она почти вдвое больше – 82 %.
Впрочем, развитие электрического транспорта может создать дополнительный стимул для низкоуглеродной энергетики США и Канады. А вот весьма вероятный перевод в Северную Америку части крупных европейских производств и дальнейшее увеличение заказов ВПК, скорее всего, заставит Вашингтон и Оттаву задуматься о наращивании мощностей, не относящихся к «зеленым».
2.3.4. Ближний Восток / Западная Азия
Персидский залив по праву считается главным топливным регионом мира. Здесь сосредоточены крупнейшие по запасам и объемам добычи месторождения нефти и газа. Эти ресурсы легко извлекаемы. Не слишком велико и логистическое плечо, особенно с учетом сравнительной близости основных центров потребления – прежде всего европейских и азиатских.
Пять стран региона входят в десятку лидеров мирового нефтяного рынка, 15 % которого приходится на долю возглавляющей этот список Саудовской Аравии. А в тройку мировых лидеров по экспорту газа на протяжении многих лет входит Катар.
Сверхобеспеченность дешевым углеводородным сырьем обусловила доминирование ТЭС в структуре выработки электроэнергии: свыше 95 % в монархиях Залива и более 50–60 % в прочих странах региона.
Впрочем, это не мешает диверсификации – главным образом в пользу ядерной и солнечной энергетики.
Иран стал первой ближневосточной страной, запустившей в партнерстве с Россией в 2011 г. Бушерскую АЭС установленной мощностью 1 ГВт. В настоящее время идет строительство второго и третьего энергоблоков станции в Бушере. Кроме того, подписано соглашение с госкорпорацией «Росатом» о возведении АЭС «Карун» (0,3 ГВт).
В 2020 г. в ОАЭ заработала построенная по корейскому проекту АЭС «Барака» мощностью 5,6 ГВт, а в 2022–2023 гг. в ОАЭ были введены в эксплуатацию СЭС «Аль-Дафра» и Солнечный парк Мохаммеда бен Рашида Аль Мактума. Установленная мощность каждой из этих солнечных генераций не менее 2 ГВт. К 2050 г. Эмираты планируют довести долю низкоуглеродной энергетики до 50 %, при этом 45 % будет обеспечено за счет нВИЭ.
Развитием ядерной энергетики занимается и Саудовская Аравия, которая запланировала к 2033 г. генерировать более 17 ГВт·ч с помощью АЭС. Предполагается, в частности, строительство атомных генераций мощностью 1,2–1,6 ГВт, создание малого модульного реактора и обеспечение полного цикла производства ядерного топлива на базе собственных месторождений урана.
Особый интерес вызывает ситуация в энергетической сфере Турции. Страна, лишенная значимых месторождений углеводородного сырья, активно использует свое географическое положение, а с недавних пор и геополитическую ситуацию, чтобы замкнуть на себе организацию торговли энергоносителями между Европой, Ближним Востоком, Закавказьем и Россией.
При этом Турция неуклонно увеличивает степень собственной энергетической диверсификации. Главным образом за счет атомной, солнечной и геотермальной гидроэнергетики. По данным на начало 2024 г., более 43 % генерации в Турции – низкоуглеродные. А с вводом в строй АЭС «Аккую» этот показатель должен превысить 50 %.
2.3.5. Восточная и Южная Азия
Самый густонаселенный макрорегион мира с начала века является локомотивом как мировой экономики в целом, так и энергетики в частности. Кратный прирост выработки позволил крупнейшим азиатским странам занять лидирующие позиции не только по валовому производству электроэнергии, но и по отдельным видам генерации.
Сохраняющаяся диспропорция между численностью населения и размером экономик, с одной стороны, и объемами доступных ресурсов – с другой, обусловливает повышенный спрос азиатского ТЭКа.
В этом смысле позиции угля и, соответственно, угольных генераций пока незыблемы. Тем более что именно в этом макрорегионе находится тройка глобальных угольных лидеров, обеспечивающих практически 3/4 мировой добычи: Китай (54 %), Индия (11,5 %) и Индонезия (8,4 %).
Китай входит еще и в первую пятерку по объемам добычи нефти и газа, но собственных запасов энергоносителей Поднебесной явно недостаточно. Неслучайно КНР, наряду с Индией, Японией и Южной Кореей, теснит ЕС в списке лидеров по объемам нефтегазового импорта.
Таблица 19
Анализ структуры производства электроэнергии в ведущих странах Восточной и Южной Азии (%)
Впрочем, это не отменяет, а, наоборот, актуализирует для ведущих стран азиатского макрорегиона необходимость диверсифицировать свою энергетическую базу, инвестируя во все возможные виды генерации.
Так, в Китае работают крупнейшие в мире ГЭС. А по суммарной установленной мощности АЭС страна занимает третье место на планете. В настоящее время в КНР работают 55 энергоблоков общей мощностью 57 ГВт, еще 22 установленной мощностью 24 ГВт находятся в стадии строительства и более 70 проектируются. Всего же к 2035 г. Пекин рассчитывает построить 150 реакторов, увеличить номинальную мощность китайских АЭС до более чем 200 ГВт.
Очевидно, в этом случае доля атомных генераций в суммарной выработке будет намного выше нынешних 5 %. Тем более что Китай рассматривает ядерную энергетику еще и как инструмент распространения своего геополитического и геоэкономического влияния. К 2030 г. планируется построить до 30 ядерных энергетических установок в странах, участвующих в глобальном интеграционном проекте «Один пояс – один путь».
В то же время Китай – мировой лидер по выработке электроэнергии на основе нВИЭ, это касается и самих генераций, и оборудования. На долю китайских производителей приходится более половины выпускаемых в мире фотовольтаических систем. Есть и ГеоЭС, которые расположены в Тибете, но их доля в общем объеме китайской выработки электроэнергии ничтожно мала.
2.3.6. Латинская Америка
На Южную Америку приходится более 27 % общего речного стока. Это определяет доминирующую роль гидрогенерации в энергетике макрорегиона. На континенте расположены четыре из восьми крупнейших ГЭС мира, суммарная мощность которых достигает 45 ГВт.
Впрочем, южноамериканское глобальное лидерство по доле возобновляемых энергоресурсов в общей выработке (более 70 %) определяется не только масштабами гидроэнергетического строительства. Солнечная, ветровая, геотермальная энергия и даже биомасса – эти виды нВИЭ тоже весьма востребованы бизнесом и правительствами южноамериканских стран.
Под финансирование проектов, связанных с использованием нВИЭ, выпускаются специальные финансовые инструменты, такие как зеленые облигации (green bond)[49]. Это позволило существенно увеличить долю ветровых и солнечных генераций в Чили – с 4,5 до 16,2 %, в Мексике – с 4,9 до 11,2 %, в Бразилии – с 3,7 до 10,6 %. Таким образом, суммарная доля зеленой энергетики в южноамериканском энергобалансе выросла с 1 % в 2010 г. до более чем 10 % в 2023 г.[50][51].
ГеоЭС пользуются большим спросом у стран Центральной Америки, прежде всего у Мексики. Но по доле геотермальных генераций в энергобалансе следует также выделить Сальвадор (22,1 %), Никарагуа (17,4 %) и Коста-Рику (12,1 %).
Суммарная доля нВИЭ в Уругвае достигает 37 %, а в Сальвадоре – более 50 %. У 12 стран макрорегиона доля генераций с использованием возобновляемых источников энергии (включая ГЭС) превышает 70 %, а у Коста-Рики и Парагвая соответствующий показатель составляет 100 %.
Темпы развития атомной энергетики пока намного скромнее. В тех странах, где уже работают АЭС, они обеспечивают от силы 6 % от общенациональной выработки, как в Аргентине. В Мексике и Бразилии еще меньше – соответственно 2,8 и 4,6 %. В среднем по всему макрорегиону – 2,3 %. При этом суммарная установленная мощность южноамериканских атомных генераций немногим превышает 5 ГВт.
Впрочем, по данным МАГАТЭ как минимум 10 стран – Боливия, Чили, Доминиканская Республика, Эквадор, Сальвадор, Гаити, Ямайка, Перу, Уругвай и Венесуэла – обратились к агентству с просьбой помочь им в реализации собственных атомно-энергетических программ. Таким образом, в 2030 г. доля ядерной энергетики в макрорегионе может увеличиться до 4–6 %. При этом есть информация, что госкорпорация «Росатом» рассматривает возможность строительства ядерных реакторов в Аргентине, Чили и Сальвадоре[52].
На страны Латинской Америки приходится более 20 % мировых запасов и около 10 % мировой добычи нефти. Особо следует отметить Венесуэлу, Мексику, Бразилию, Гайану и Аргентину. Две последних сегодня лидируют по темпам освоения своих месторождений. А Гайана стала едва ли не самым ярким южноамериканским примером взаимосвязи геополитики и энергетики. После того как американская ExxonMobil провела исследование гайанских месторождений, Геологическая служба США оценила размер доказанных запасов высококачественной легкой малосернистой нефти в 11,5 млрд баррелей, что составляет 20 % от общего объема нефтяных запасов, обнаруженных в мире с 2015 по 2023 гг.
На этом фоне обострился давний спор между Гайаной и Венесуэлой, претендующей на 74 % гайанской территории.
Истоки конфликта берут начало в 1831 г., когда британской колонии Гайане удалось получить контроль над провинцией Эссекибо, изначально принадлежавшей Венесуэле. Последующее обращение в Международный арбитражный суд (Париж) не помогло Каракасу – ему отдали лишь 20 % оспариваемой территории. Однако в 1966 г., перед провозглашением независимости Гайаны, Венесуэле удалось заключить соглашение с Великобританией, которое фактически дезавуировало судебное решение 1899 г. и оставило территориальный спор открытым, отложив его решение на неопределенный срок.
Катализатором современного обострения отношений между двумя странами стало разрешение на буровые работы в акватории у побережья Эссекибо, выданное властями Гайаны шести нефтегазовым компаниям, включая ExxonMobil, что вызвало ожидаемый протест со стороны властей Венесуэлы. Из-за отсутствия реакции властей Гайаны 3 декабря 2023 г. президент Венесуэлы Николас Мадуро провел консультативный референдум о признании региона Эссекибо внутренней провинцией Венесуэлы. Положительные результаты референдума позволили властям Венесуэлы объявить о включении региона в состав страны и создании нового штата Гайана-Эссекибо с немедленным предоставлением его населению венесуэльского гражданства. 6 декабря 2023 г. Венесуэла мобилизовала армию и сосредоточила войска на границе со спорной территорией. В ответ на действия Венесуэлы в Гайане провели мобилизацию и усилили воинский контингент на границе, а также предупредили о готовности обратиться в Совбез ООН. Президент Гайаны Ирфаан Али заявил о готовности защищать территориальную целостность страны, попутно сославшись на постоянные контакты с союзниками во главе с США.
По итогам двусторонних переговоров, состоявшихся 14 декабря 2023 г., стороны договорились воздержаться от эскалации конфликта и продолжить обсуждение территориального спора, однако на текущий момент никаких конкретных мер по разрешению конфликта не предпринято.
При этом МВФ определяет Гайану как страну с самой быстрорастущей экономикой в мире. В 2022-м ВВП по ППС Гайаны вырос на 62,3 %, в 2023-м – на 37,8 %, в 2024-м на 37,1 %[53].
Нефтегазовый потенциал Гайаны уже сегодня может быть сравним с потенциалом таких стран, как Казахстан, Нигерия или Мексика. Однако лучшая оценка рынка возможностей Гайаны – повышенное внимание со стороны ОПЕК[54]. Картель неоднократно приглашал представителей этой страны для участия в ежегодных встречах. Западные энергетические корпорации контролируют нефтяной сектор Гайаны. Насколько вероятно ее сближение с ОПЕК – сказать трудно[55].
К слову, более 60 лет назад одним из инициаторов создания ОПЕК стала Венесуэла. Еще раньше, в 20-е гг. XX в., эта страна была крупнейшим нефтяным экспортером в мире. Но за прошедшие 20 лет венесуэльские темпы добычи нефти упали в четыре раза. При сохранении такой динамики в ближайшие годы Гайана, нефтяные запасы которой в 27 раз уступают запасам Венесуэлы, будет существенно опережать соседнюю страну по объемам добычи.
Дело в том, что значительная часть доказанных венесуэльских запасов представлена сверхтяжелой сырой нефтью пояса Ориноко, которая требует повышенных затрат на добычу и дополнительной очистки. Но финансовые возможности Каракаса существенно ограничены из-за санкций, с помощью которых США пытаются заставить Венесуэлу вернуться на американскую геополитическую орбиту. Еще в 2006 г. Вашингтон ввел масштабные ограничения в отношении венесуэльского нефтедобывающего и экспортного сектора, а также существенно ограничил доступ к мировой финансовой инфраструктуре. Администрация Трампа (2017–2021) значительно ужесточила антивенесуэльские санкции, введя, в частности, полный запрет для юридических и физических лиц США на любое взаимодействие с венесуэльской нефтяной госкомпанией PDVSA и ее дочерними структурами. Кроме того, с 2020 г. работает механизм вторичных санкций в отношении стран, продолжающих работать с Венесуэлой.
До 2022 г. Каракасу удавалось частично минимизировать последствия санкционного давления благодаря сотрудничеству с российскими компаниями. После того как Россия сама оказалась под «санкционным навесом», главным покупателем венесуэльских углеводородов и основным кредитором страны стал Китай. В 2023 г. КНР импортировала порядка 360 000 баррелей нефти в сутки.
В значительной степени по этой причине попытки оппозиции взять власть в Венесуэле не увенчались успехом. А Вашингтон предпринял попытки нормализовать взаимоотношения с Каракасом. В частности, Минфин США выдал временную шестимесячную лицензию, разрешающую американским компаниям операции c нефтегазовыми компаниями Венесуэлы. Это открыло возможность для возобновления поставок венесуэльской нефти и нефтепродуктов в США и Европу.
Дальнейшее ослабление санкций может помочь предотвратить окончательную деградацию венесуэльского нефтегазового сектора. Хотя для более масштабного роста добычи необходимы значительный приток иностранных инвестиций, технологическая модернизация и бурение новых скважин. При этом основная инфраструктура (порты, трубопроводы, резервуары) в Венесуэле построены и рассчитаны на огромные объемы добычи, первичной обработки и отгрузки нефти.
Но вовсе не очевидно, что Трамп, вернувшись в Белый дом, продолжит ту умеренно-прагматичную политику по отношению к режиму Мадуро, которую начал проводить Байден. Ведь 47-й президент США во время своей предыдущей каденции как раз ужесточил антивенесуэльские санкции.
2.3.7. Африка
Африка среди всех макрорегионов мира отличается минимальным уровнем энергопотребления. Поэтому, наряду со странами, не имеющими даже базовой энергетической инфраструктуры, здесь есть и страны – экспортеры энергоресурсов.
Еще одно отражение африканской специфики – темпы роста ВВП и населения существенно опережают темпы наращивания выработки, что серьезно ограничивает и возможности социально-экономического развития. Это особенно характерно для так называемой зоны Сахеля, при этом территории, расположенные к югу от Сахары, едва ли не единственный в мире регион, где за последние 40 лет снизилась доступность электроэнергии.
Средний уровень электрификации Африки едва достигает 25 %. В производстве электроэнергии преобладают ТЭС, на их долю приходится более 70 % генерации.
Что касается источников энергоносителей для топливных генераций, то основными на континенте запасами нефти располагают Ливия (4,6 %)[56] и Нигерия (3,8 %); газа – Нигерия (2,8 %) и Алжир (2,2 %).
По добыче нефти лидируют Нигерия (1,6 %), Алжир (1,5 %), Ангола (1,5 %), Ливия (1,4 %); по газу – Алжир (2,4 %), Египет (1,6 %), Нигерия (1,0 %), Ливия (0,5 %). При этом Алжир и Нигерия – еще и крупные нефтегазовые экспортеры.
По добыче угля безусловный лидер ЮАР – седьмая позиция в мировом рейтинге (около 3,2 % мировой добычи).
Африка обладает значительным гидроэнергопотенциалом. Но в последние годы активное гидроэнергетическое строительство ведется только в Эфиопии, что позволило стране стать одним из мировых лидеров по производству электроэнергии с использованием возобновляемых источников.
Таблица 20
Крупнейшие ГЭС Африки
Еще со времен, когда Конго была бельгийской колонией, обсуждается идея создания на реке Конго суперГЭС «Гранд Инга» расчетной мощностью 38–40 ГВт, что практически вдвое превышает мощность китайской ГЭС «Санься», крупнейшей в мире на сегодняшний день.
Дело в том, что водопад Инга – система порогов в излучине нижнего течения реки Конго, где падение на участке около 15 км составляет 96 м при среднегодовом расходе реки 42 500 м³/с. Особенности рельефа позволяют построить здесь мощную ГЭС с минимальной зоной затопления. Правда, для реализации амбициозного проекта потребуется не менее $100 млрд. А зарубежные инвесторы, без которых аккумулирование такой суммы невозможно, не спешат вкладывать деньги в политически нестабильное государство. Поэтому обсуждается также менее масштабный проект «Инга-III» с вариативной мощностью от 3–4 ГВт до 11–12 ГВт[57].
Атомная энергетика пока представлена только одной южноафриканской АЭС «Коберг» с установленной мощностью 1,9 ГВт. Но в 2022 г. в Египте при содействии «Росатома» началось строительство АЭС «Эль-Дабаа» проектной мощностью 3,6 ГВт.
В условиях крайне неразвитой энергетической инфраструктуры для многих регионов Африки логичным решением может стать использование малых электростанций на основе нВИЭ. Распределенная генерация, привязанная непосредственно к потребителю, позволяет избавиться от чрезмерных затрат на транспортировку электроэнергии для удовлетворения потребностей отдаленных сельских районов. Генерации, использующие энергию ветра и Солнца и обладающие мощностью от 1 Вт до нескольких мегаватт, позволяют адаптироваться к актуальным запросам и возможностям потребителей. Это позволяет произвести электрификацию дома или деревни с минимальными затратами. А в отсутствие энергосетей заметно снижается уязвимость для террористических атак, что немаловажно для многих африканских стран.
При этом географические особенности таковы, что Африка получает гораздо больше солнечного света, чем другие континенты Земли. Особенно это характерно для районов тропических пустынь – Сахары и Намиб.
Тем не менее ЮАР, чьи СЭС вырабатывают 6,3 ТВт·ч, занимает 23-ю строчку в соответствующем мировом рейтинге. Зато весьма высоки относительные показатели вклада солнечных генераций в национальные объемы выработки: Намибия (25 %)[58], Сенегал (8,5 %), Мавритания (7,6 %), Буркина-Фасо (7 %), Марокко (5 %). Последняя из этих стран к 2030 г. рассчитывает довести долю солнечных генераций в своем энергобалансе до 20 %.
Энергия ветра в Африке в целом задействована незначительно. Но ЮАР и Марокко весьма активны, у них на долю ВЭС приходится соответственно 4,5 и 12,4 % в национальных объемах выработки.
Потенциалом развития ГеоЭС обладает ряд стран Восточной Африки – Эритрея, Эфиопия, Джибути, Кения, Уганда и Замбия. По их территории проходит Великий Восточноафриканский разлом. Периодически встречаются и отдельные участки с геотермальным потенциалом высокой интенсивности.
Лидирует по использованию геотермальной генерации Кения. Выработка электроэнергии кенийской ГеоЭС – 5,5 ТВт·ч (седьмое и восьмое места в мировом рейтинге), что составляет около 42–48 %[59] общей генерации в стране.
2.3.8. Австралия и Новая Зеландия
Австралия и Новая Зеландия относятся к числу стран с высоким уровнем энергообеспеченности – около 8000–9000 кВт·ч на человека в год (соответственно, 15-е и 17-е места в мировом рейтинге).
Австралия исторически находилась и находится в числе лидеров по добыче (460 млн т, пятое место в мировом рейтинге) и экспорту (408 млн т, второе место в мире) угля.
В последние годы резко выросла добыча природного газа. Воспользовавшись удачно сложившейся конъюнктурой, Австралия вошла в число ведущих газовых экспортеров. Не последнюю роль здесь сыграла географическая близость к новым центрам силы Глобального Юга.
В период энергетического кризиса 2022 г. австралийский газ оказался очень востребован на рынках Южной и Юго-Восточной Азии. В результате Австралия нарастила добычу газа до 153 млрд м³, потеснив Норвегию с седьмой позиции мирового рейтинга стран – газодобывающих лидеров, и вошла в первую четверку по объемам экспорта. По объемам добычи нефти Австралия находится в четвертом десятке стран-производителей.
Богатство топливных ресурсов обусловливает преобладание ТЭС в структуре генерации электроэнергии, причем 48 % валового производства электричества вырабатывается за счет сжигания угля.
Вместе с тем Австралия наращивает производство электроэнергии с использованием нВИЭ. Учитывая географическое положение материка, расположенного большей частью в зоне тропических пустынь с активной инсоляцией, акцент делается на выработку солнечной энергии, по валовому производству которой страна уже сейчас занимает шестое место в мировом рейтинге.
К концу 2030 г. Австралия планирует сократить угольную генерацию и нарастить долю возобновляемых источников энергии до 82 %, причем солнечная генерация должна стать основным источником энергии.
Таблица 21
Структура генерации электроэнергии в Австралии и Новой Зеландии (%)