Азии и Африке – газ, Индии – уголь

Азия обеспечит 40% общемирового ввода газовых ТЭС

Сейчас на долю Азии приходится 21% действующих в мире газовых электростанций, по этому показателю регион уступает лишь Северной Америке (33%). Но, согласно данным Global Energy Monitor (GEM), в ближайшие годы регионы могут поменяться местами: к августу 2022 года на долю Азии приходился 41% мощности строящихся газовых ТЭС, следом шли Ближний Восток (29%) и Северная Америка (12%).

В Азии в фазе строительства находятся 93 газовые электростанции мощностью 68,6 ГВт, на предынвестиционной стадии (оператор начал поиск инвестора, но ещё не приступил к строительству) – 86 ТЭС на 68,7 ГВт. Среди стран региона лидером остаётся Китай, где возводят 54 станции (31,8 ГВт), на предынвестиционной стадии находятся ещё 52 проекта (28,7 ГВт). В 2010–2021 годах объём выработки газовых ТЭС в стране увеличился почти в четыре раза – с 87 млрд до 273 млрд кВт•ч в год, но их доля в структуре генерации остаётся незначительной и за 11 лет выросла с 1,8% до 3,2%, указывает BP в своём Обзоре мировой энергетики.

По данным Межправительственной группы экспертов по изменению климата (IPCC), которые приводит Ассоциация «Глобальная энергия», газовые ТЭС генерируют в среднем на 40% меньше парниковых газов, чем угольные: 490 г против 840 г CO₂-эквивалента на 1 кВт•ч выработки, что позволяет Китаю несколько снижать объёмы выбросов. Весной 2021 года глава КНР Си Цзиньпин заявил, что в 2021–2025 годах (14-я пятилетка) власти намерены «строго контролировать» и «ограничивать рост потребления угля» в энергетике, одновременно повышая экологичность угольной генерации за счёт внедрения новых технологий, а в течение следующих пяти лет – сокращать потребление этого вида топлива. Согласно плану, Поднебесная достигнет пика выбросов CO₂ до 2030 года, а к 2060 году станет углероднонейтральной. В 2022 году, по данным Национального управления энергетики Китая (NEA), мощность угледобывающего комплекса страны выросла более чем на 300 млн т, суммарная добыча увеличилась на 8% (до 4,45 млрд т). Поднебесная пока остаётся мировым лидером по строительству и планам расширения угольной генерации: по данным GEM, в 2000–2021 годах было введено более 990 ГВт угольных ТЭС (69% мирового объёма). В середине прошлого года в КНР строили 93,8 ГВт электростанций на твёрдом топливе (53% мирового объёма), а на предынвестиционной стадии находились ещё 196,8 ГВт (66%). Некоторому сокращению эмиссии парниковых газов должны способствовать вводы новых АЭС (2,9 ГВт в 2023 году), но доля этого вида генерации в масштабах Китай выглядит незначительной – их установленная мощность составляет чуть менее 55,6 ГВт при мощности энергосистемы страны в 2,38 тыс. ГВт (по данным на начало 2022 года, согласно обзору российского ЦДУ ТЭК).

Мощность ВИЭ в Китае приблизится к 1 тыс. ГВт

Основную ставку в борьбе с изменением климата КНР делает на развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ). В конце декабря NEA сообщило, что в 2023 году в стране планируется ввести 160 ГВт ветровых (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций. В результате установленная мощность двух основных типов ВИЭ достигнет 920 ГВт: на долю ВЭС придётся около 430 ГВт, СЭС – 490 ГВт. Впрочем, амбициозным планам китайских властей может помешать спад экономического роста на фоне проблем, вызванных новой волной коронавируса, начавшейся в конце прошлого года после отказа от политики «нулевой толерантности к COVID» и тотальных локдаунов. В 2022 году КНР планировал ввести 120 ГВт ВИЭ, но по итогам 11 месяцев показатель составил лишь 87,2 ГВт (64,7 ГВт СЭС и 22,5 ГВт ВЭС).

Значимый объём газовой генерации в Азии строится также на Тайване (в 2022 году здесь велась реализация четырёх проектов суммарной мощностью 9,9 ГВт) и в Таиланде (5 станций на 5,5 ГВт). Эти страны в 2010–2021 годах не построили ни одного угольного блока, мощность ВИЭ за тот же период в Тайване выросла на 3,8 ГВт, в Таиланде – лишь на 200 МВт.

На четвёртом месте по строительству газовых ТЭС находится Южная Корея, где реализуется семь проектов суммарной мощностью 5 ГВт. При этом страна ориентируется, прежде всего, на привозное топливо: в 2021 году Южная Корея вышла на третье место в мире по импорту СПГ с глобальной долей 12,4%. Япония, тогда же потерявшая первое место по этому показателю, сейчас строит три газовые электростанции (2,7 ГВт), уступая Индонезии (4 ТЭС на 4,8 ГВт) и Бангладеш (6 ТЭС на 3,1 ГВт). Восьмую и девятую строчку по объёмам строительства газовой генерации в Азии занимают Филиппины (1,9 ГВт) и Малайзия (1,2 ГВт).

Индия сохраняет ориентир на уголь, но присматривается к водороду

Вторая после КНР страна мира по численности населения – Индия – продолжает ориентироваться на более дешёвую угольную выработку: сейчас здесь строится лишь 700 МВт газовых ТЭС. Уголь будет играть основную роль в энергобалансе Индии как минимум до 2040 года, спрос на твёрдое топливо ещё не достиг своего пика, заявил осенью министр угольной промышленности страны Пралхад Джоши. По данным октябрьского обзора World Energy Outlook Международного энергетического агентства (МЭА), в 2010–2021 годах потребление энергетического угля в Индии выросло на 54% – c 399 млн т в год до 614 млн т. Как указывает в своём обзоре BP, доля угля в структуре выработки в Индии в 2021 году составила 74%, а в первичном потреблении энергоресурсов – 57%. Средние показатели для стран Азиатского-Тихоокеанского региона составляли 57% и 47% соответственно, а для мира в целом – 36% и 27%.

Базовый сценарий МЭА предполагает, что к 2030 году спрос на уголь в Индии увеличится ещё на 26%, до 773 млн т, а затем в течение 10 лет сократится лишь на 5%. При этом основной прирост будут обеспечивать новые угольные электростанции. По данным GEM, в середине прошлого года в Индии строили 17,3 ГВт угольных ТЭС или 18% от общемирового объёма, на предынвестиционной стадии находились ещё 25,7 ГВт (9% от мирового плана) – по этим двум показателям страна уступала только Китаю. Драйвером спроса на уголь в последние два десятилетия была урбанизация, уровень которой в Индии вырос с начала века с 28 до 35%. По оценке Всемирного банка, доля городских домохозяйств, подключённых к общей сети, выросла за тот же период с 91% до 100% к концу 2021 года. Доступность энергии обеспечивали угольные ТЭС: GEM указывает, что в 2000–2021 году в стране введены 186,8 ГВт (13% мирового объёма).

Вместе с тем, в прошлом году на саммите ООН по изменению климата COP26 в Глазго премьер-министр Нарендра Моди заявил, что Индия обязуется достичь нулевого баланса выбросов на 10 лет позже Китая – к 2070 году. Он также пообещал, что к 2030 году объём генерации, не связанной с ископаемым топливом, вырастет до 500 ГВт. Наряду с ВИЭ-проектами страна проявляет интерес к развитию сектора «зелёного» водорода, намереваясь таким образом сократить выбросы СО₂, а также стать крупным экспортным игроком. Полтора года назад власти объявили о запуске «Национальной водородной миссии», которая предполагает производство 5 млн т «зелёного» водорода к 2030 году, впрочем, чиновники не исключали, что показатели могут быть удвоены при наличии адекватного мирового спроса. Кабмин рассчитывает, что к концу десятилетия при общемировом спросе в 100 млн т в год мощность индийских электролизёров составит 15 ГВт (это в 10 раз больше, чем сейчас в мире), к 2047 году – 25 ГВт. 70% «водородной продукции» (включая «зелёный» аммиак) страна намерена экспортировать, ключевыми рынками сбыта должны стать Южная Корея, Япония и Европейский союз.

В декабре Reuters сообщил, что власти Индии разработали пакет экономических стимулов развития водородной отрасли стоимостью $2,2 млрд (180 млрд рупий), который нацелен на снижение стоимости производства «зелёного» водорода на 20% в течение следующих пяти лет, в том числе за счёт масштабирования проектов. Программу планируется запустить в следующем финансовом году (начинается 1 апреля 2023 года): 45 млрд рупий за пять лет потратят на производство электролизёров, остальные 135 млрд рупий в течение трёх лет направят на производство «зелёных» водорода и аммиака. По словам высокопоставленных источников Reuters в кабмине и отрасли, текущая стоимость «зелёного» водорода в Индии составляет 300–400 рупий ($3,6–4,8) за 1 кг, тогда как мировой рост цен на газ повысил цену «серого» водорода со 130 до 200 рупий за 1 кг. Годом ранее производитель PEM-электролизёров Ohmium заявлял, что к 2025 году в Индии можно будет производить «зелёный» водород с приведённой стоимостью (LCOH) $1 за 1 кг.

4 января правительство утвердило проект «Национальной водородной миссии», несколько расширив первоначальные параметры. Стоимость программы выросла до $2,4 млрд (197 млрд рупий), из которых основная часть (175 млрд рупий) пойдёт на развитие внутреннего производства электролизёров и собственно «зелёного» водорода, а остальное потратят на софинансирование НИОКР. Власти страны ожидают, что программа позволит привлечь $96,6 млрд (8 трлн рупий) частных инвестиций и создать 600 тыс. новых рабочих мест, а также избежать 50 млн т выбросов СО₂ в год к концу десятилетия. Кроме того, развитие водородных технологий должно привести к сокращению импорта ископаемого топлива в Индию более чем на $12,1 млрд (1 трлн рупий) в период до 2030 года.

Африка делает ставку на газ

Единственным регионом мира, где темпы строительства газовых электростанций не сокращались, а ускорялись, стала Африка. Согласно данным исследовательского центра Ember, объём ввода новых мощностей в мире в целом замедлился с 290 ГВт в 2011–2015 годах до 211 ГВт в 2016–2020 годах, в Азии – с 81 ГВт до 68 ГВт соответственно. В Африке же этот показатель увеличился с 25 ГВт в первой половине 2010-ых годов до 28 ГВт в следующие пять лет.

Но лидеры по вводу газовых мощностей в Африке сменились на рубеже нынешнего десятилетия. На долю Египта в первой половине прошлого десятилетия пришлось 53% новых вводов ТЭС этого типа, во второй половине – уже 63% (17,5 ГВт). Сейчас три четверти новых газовых электростанций континента строятся в Алжире (5,3 ГВт) и Ливии (2 ГВт) – это богатые ресурсами страны, доля которых в структуре газовых запасов континента составляет почти 30% (3,7 трлн из 12,9 трлн кубометров), а в фактической газодобыче – 44% (113 млрд из 258 млрд кубометров в 2021 году). Остальные 25% строящихся мощностей распределены между Нигерией (839 МВт), Суданом (575 МВт), Мозамбиком (450 МВт), Сенегалом (420 МВт) и Тунисом (150 МВт), следует из Обзора мировой энергетики BP.

При этом в ближайшее время, видимо, лидеры опять поменяются. Суммарная мощность африканских проектов в предынвестиционной стадии составляет 17,3 ГВт, из которых треть (5,9 ГВт) приходится на ЮАР. Остальные две трети распределены между Ливией (5,1 ГВт), Мозамбиком (2,6 ГВт), Анголой (1,8 ГВт) и Тунисом (900 МВт). Менее значительны объёмы планируемой генерации в Намибии (443 МВт), Камеруне (265 МВт), Гане (200 МВт), Мавритании (120 МВт) и Сьерра-Лионе (89 МВт).

По данным GEM, в середине прошлого года в мире в целом строилось 167,9 ГВт газовых электростанций. При этом объёмы создаваемых мощностей в Европе и Африке были практически одинаковыми: 9,9 ГВт в Великобритании и ЕС против 9,8 ГВт в Африке. Однако стартовая база между двумя континентальными зонами существенно отличается. По данным BP, доля газа в структуре генерации в Африке выросла с 20% в 2000 году до 41% в 2021 году. Это помогло ведущим странам региона завершить процесс электрификации: так, в Египте доля домохозяйств, подключённых к общей сети, достигла 100% в 2020 году, в Алжире – 99,8%. Но в Западной Африке около 40% потребления по-прежнему закрывают дизель-генераторы. Сенегал использует нефть для производства половины электроэнергии.

Топливная база: Африка рассчитывает нарастить экспорт СПГ, Азия – его импорт

Как отмечено в исследовании GEM, Африка в ближайшие годы может увеличить мощности по производству СПГ почти на 80%. Сейчас в регионе действует 31 экспортный терминал общей мощностью 75,8 млн т СПГ в год, при этом на стадии строительства находятся семь терминалов на 14 млн т в год, а на предынвестиционной стадии – 20 терминалов на 45,8 млн т. Реализация этих проектов позволит довести экспортный потенциал региона до 135,6 млн т сжиженного природного газа в год, что почти вдвое больше мощности проектов, реализованных сейчас в Северной Америке (73,9 млн т в год).

Пока более половины действующих в регионе линий по производству СПГ сосредоточено в Алжире (15 технологических очередей на 29,3 млн т в год), Нигерии (семь очередей на 23 млн т) и Египте (три очереди на 12,2 млн т). При этом Нигерия является лидером среди стран региона, строящих новые мощности (с единственной линией на 8 млн т в год), за ней следуют Мозамбик (одна очередь на 3,4 млн т), Мавритания (четыре очереди на 2,5 млн т) и Марокко (одна очередь на 100 тыс. т в год).

Большинство этих стран также занимаются поиском инвесторов для анонсированных проектов. Наиболее амбициозные планы – у Нигерии, которая в дополнение к одной строящейся технологической линии запланировала ещё 10 очередей на 16 млн т СПГ в год. В Мавритании и Мозамбике запланированы по две новых линии общей мощностью 7,5 млн и 15,2 млн т в год соответственно, в Экваториальной Гвинее и Камеруне на предынвестиционной стадии находятся три проекта в общей сложности на 5,7 млн т. Точками роста также могут стать Габон, Гвинея и Конго, где общая мощность заявленных проектов составляет 1,4 млн т сжиженного природного газа в год.

Доля Африки в глобальном экспорте СПГ в 2021 году составила 11,3%, следует из данных обзора BP. Благодаря уже реализуемым проектам она может увеличиться до 15%, при этом ввод в строй новых мощностей облегчит доступ к сырью для развивающихся стран, которым стало сложнее импортировать СПГ из-за гонки цен между Азией и Европой. Вместе с тем, на континенте есть не только экспортные, но и импортные (регазификационные) проекты. Пока свыше 90% таких мощностей приходится на Египет, но собственная принимающая инфраструктура может появиться в Гане, где строится терминала на 1,7 млн т СПГ в год, а также в ЮАР, Мозамбике и Марокко – здесь пока на предынвестиционной стадии существуют семь проектов общей мощностью 12 млн т в год.

Лидерство по импорту СПГ намерена сохранить за собой Азия. По данным обзора BP, на долю стран АТР в последнее десятилетие пришлось 87% глобального прироста импорта СПГ. Помимо урбанизации и бурного экономического роста, ключевую роль в этом сыграл ввод терминалов для регазификации. По данным GEM, в Азии к июлю 2022 года насчитывалось 110 терминалов общей мощностью 544 млн т в год, тогда как во всех остальных регионах мира – 78 терминалов на 381 млн т в год. Лидером по уровню развития принимающей инфраструктуры остаётся Япония, на долю которой приходится почти четверть мировой мощности терминалов по регазификации (228 млн т); за ней следуют Южная Корея (105 млн т), Китай (96 млн т) и Индия (48 млн т в год). Та же тенденция сохраняется и в новых проектах: к июлю прошлого года в мире на стадии строительства находилось 59 терминалов общей мощностью 193 млн т в год, из них на долю Азии приходилось 43 терминала на 146 млн т в год.

В течение нынешнего десятилетия Китай может вплотную приблизиться к Японии по объёму регазификационной инфраструктуры: если в КНР в июле прошлого года строилось 24 терминала на 85 млн т в год, то в Японии – ни одного. Одновременно в регионе формируются и новые точки роста: помимо Индии, где идёт сооружение пяти терминалов на 33 млн т СПГ в год, Филиппины и Вьетнам, планируя наращивать импорт сжиженного газа, реализуют семь проектов общей мощностью почти 14 млн т в год.

Впрочем, стремительная трансформация мирового энергорынка в последние два года отражается на планах и других регионов. В Европе прошлым летом строилось девять терминалов на 24 млн т СПГ в год, в Южной Америке – четыре, общей мощностью 12 млн т. Решения ЕС сейчас призваны повысить гибкость принимающей инфраструктуры: в Германии и на Кипре к июлю прошлого года не было ни одного действующего терминала по приёму СПГ, но строилось два (на 6 млн т в год), а в предынвестиционной стадии находились уже семь (на 43 млн т в год). В Южной Америке неоспоримым лидером является Бразилия, где в дополнение к уже действующим пяти терминалам на 26 млн т строятся ещё три на 12 млн т в год.