Энергетика мира: мифы прошлого и уроки будущего

Башмаков И.А.

Мифы прошлого

«Уроки будущего» — это результаты анализа сложившихся в последние годы тенденций динамики мирового энергетического хозяйства, а также большого числа прогнозов его долгосрочного развития, включая результаты наших собственных прогнозов на модели MOG³EM¹, которые позволяют развенчать десять мифов, еще недавно считавшихся прописными истинами, но теперь мешающих формировать адекватное «видение будущего» и эффективные стратегии развития².

• Миф 1. Рост экономики требует непрерывного роста потребления энергии.
• Миф 2. Рост экономики требует роста потребления энергии на душу населения.
• Миф 3. Главный энергетический ресурс — это нефть.
• Миф 4. Высокие цены на энергию ведут к росту нагрузки по оплате энергии и к потере конкурентоспособности.
• Миф 5. Механизмы с ценой на углерод тормозят рост экономики.
• Миф 6. Энергоресурсы на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) всегда дороже энергии, получаемой на основе использования ископаемого топлива.
• Миф 7. Нельзя создать энергетику, полностью основанную на использовании ВИЭ.
• Миф 8. Нефть и газ — самые привлекательные направления инвестирования в энергетике.
• Миф 9. Прошлое и настоящее определяют будущее.
• Миф 10. Мир всегда будет нуждаться в углеводородах, и их производители сохранят источники дохода.

Миф 1. Рост экономики требует непрерывного роста потребления энергии

Потребление энергии в странах ОЭСР не растет уже 15-20 лет. Чтобы в этом убедиться, достаточно обратиться к справочнику Международного энергетического агентства (МЭА) по энергетическим балансам (IEA, 2017а). Как показывает анализ сценарных прогнозов, потребление первичной энергии будет либо динамично (особенно значительно в низкоуглеродных сценариях) снижаться (в Японии, Канаде, Великобритании, Франции, Германии, Италии), либо оставаться относительно стабильным до 2050 г. (в США, ЕС, России, Австралии и других странах). Франция поставила задачу снизить потребление ископаемого топлива к 2030 г. на 30%, а энергии к 2050 г. — на 50%.

Рост потребления энергии продолжится в развивающихся странах. Однако в низкоуглеродных сценариях с 2040 г. потребление первичной энергии перестает расти в Китае. В таких сценариях в 2040-2050 гг. практически прекращается рост потребления первичной энергии и для мира в целом (рис. I)³. При активном сдвиге в направлении низкоуглеродных траекторий развития человечеству может потребоваться примерно 20-30 лет для достижения абсолютного пика потребления первичной энергии за всю историю своего существования. Тогда тезис о том, что рост экономики требует непрерывного роста потребления энергии, станет неверным не только для стран ОЭСР, но и для всей глобальной экономики.

Миф 2. Рост экономики требует роста потребления энергии на душу населения

Изучение характера связи между потреблением энергии и уровнем ВВП на душу населения по 20 странам — основным потребителям энергии в 1990-2015 гг. показало, что:

• до уровня ВВП на душу населения, близкого к 20 тыс. долл., существует положительная зависимость между уровнем душевого энергопотребления и уровнем экономического развития;
• по мере роста последнего зона зависимости расширяется и в большой степени определяется соотношением цен на энергоресурсы, долей сферы услуг в ВВП и структурой промышленности. Тезис о том, что удельный расход энергии на единицу ВВП или на душу населения существенно зависит от климата и плотности населения, неверен. Так, в России этот фактор повышает энергоемкость ВВП только на 5 — 10% при двукратном разрыве в уровне энергоемкости со средним показателем по ОЭСР (IEA, 2017а). На самом деле, как будет показано ниже, главный фактор — это различия в среднем уровне цен на энергоносители;
• в странах с более высоким уровнем дохода оказалось возможным повысить уровень благосостояния при стабилизации и даже снижении расхода энергии на душу населения;
• тренды динамики потребления энергии на душу населения в зависимости от уровня развития для разных стран существенно более сходны, чем сами уровни удельного потребления;
• можно утверждать, что для стран с уровнем дохода выше 20 тыс. долл. сформировалась тенденция к насыщению, то есть к стабилизации или медленному снижению удельного энергопотребления на душу населения. Отклонения от этой тенденции вверх или вниз определяются вариацией темпов роста, изменениями в структуре экономики и динамикой цен на энергоресурсы.

Анализ результатов сценарных прогнозов показал, что эти выводы справедливы и для периода до 2050 г., и не только для отдельных стран, но и для глобальной экономики. Глобальный ВВП на душу населения достигает уровня 20 тыс. долл. по ППС в ценах 2011 г. уже в 2030 г. Однако в силу комбинации удельных весов отдельных стран в глобальном потреблении энергии ее использование на душу населения выходит на пик еще раньше — к 2020 г., а затем начинает снижаться (в сценарии «Обратный отсчет») или выходит на пик в 2040 г. и затем стабилизируется (в двух других сценариях). Таким образом, до 2050 г. мировое потребление первичной энергии будет расти почти так же, как и численность населения планеты (темпы роста которой постоянно падают), или еще медленнее.

Миф 3. Главный энергетический ресурс — это нефть

На самом деле главный ресурс обеспечения потребности человечества в энергетических услугах (полезном эффекте от применения энергоресурсов — механическом передвижении, параметрах комфорта и др.) — это повышение энергоэффективности. Его мобилизация с 1975 г. позволила вдвое снизить глобальную потребность в энергии (на 14 млрд т н. э.). Только в 2000-2015 гг. и только в странах МЭА экономия первичной энергии составила 770 млн т н. э., что на 35% больше экспорта углеводородов из России в 2016 г. Экономия стран МЭА по расходам на энергоснабжение составила 540 млрд долл. (IEA, 2016а), что в 3,5 раза больше доходов России от экспорта углеводородов в 2016 г., то есть потери дохода поставщиков топлива от мер по повышению энергоэффективности уже в 1975-2015 гг. были весьма существенными. В 2015-2050 гг. они будут еще больше. В сценарии «Обратный отсчет» энергоемкость глобального ВВП сокращается на 54% при росте ВВП в 2,6 раза. При сохранении энергоемкости ВВП на уровне 2015 г. потребление первичной энергии в 2050 г. составило бы 36 млрд т н. э. против прогнозируемых по этому сценарию 16 млрд т н. э. Экономия энергии равна 20 млрд т н. э., что превышает мировое потребление ископаемого топлива в 2050 г., а экономия потребителей на оплате энергии в 2050 г. составит 18 трлн долл. в год (в ценах 2011 г.). В сценарии «Меры политики национальных обязательств» потери дохода меньше, но все же значительные.

Но если в 1975-2015 гг. доля низкоуглеродных источников в потреблении первичной энергии менялась мало, то с 2015 по 2050 г. ее рост ускорится, а доля топлива заметно снизится: до 54% в сценарии «Обратный отсчет», 59% в сценарии «Выбросы на полке» и до 63% в сценарии «Меры политики национальных обязательств». Таким образом, прирост потребности в энергии все в большей степени удовлетворяется за счет альтернативных ископаемому топливу источников энергии. В 2050 г. в сценарии «Обратный отсчет» суммарный объем потребления ВИЭ на 53% превышает вклад нефти — самого крупного источника потребляемого ископаемого топлива. Более того, ВИЭ на 13% превышают суммарный вклад угля и нефти, доля которых в потреблении первичной энергии в 2015 г. составила 81%. Это пример того, как small on small scale становится big on big scale (малое на малой шкале становится большим на большой), и наоборот. Даже в сценарии «Меры политики национальных обязательств» в 2050 г. вклад ВИЭ на 24% превышает вклад нефти. Следовательно, на перспективу до 2050 г. главным ресурсом удовлетворения потребности человечества в энергетических услугах по-прежнему остается повышение энергоэффективности. За счет этого существенно снижается потребность в энергии для обеспечения экономического роста. Основным источником удовлетворения дополнительной потребности в энергии станут ВИЭ.

Миф 4. Высокие цены на энергию ведут к росту нагрузки по оплате энергии и к потере конкурентоспособности

В работах: Башмаков, 2006b; 2016; Bashmakov, 2007; Bashmakov, Grubb, 2016; Grubb et al., 2018, показано, что в разных странах (как импортерах, так и экспортерах энергоресурсов) доля расходов на энергию в доходе по экономике в целом и в отдельных секторах на длительных отрезках времени сходна и в долгосрочном плане почти постоянна. Это означает, что страны с более высокими средними ценами на энергию имеют пропорционально более высокую производительность энергии или пропорционально более низкую энергоемкость, но не более высокую долю расходов на энергию. Высокое значение именно этой доли, а не цен на энергию, может тормозить экономический рост (Bashmakov, 2007; Башмаков, 2016; Murphy, Hall, 2011; King, 2015; Fizaine, Court, 2016). В границах пороговых значений экономической доступности энергии повышение доли расходов на энергию на 1 п. п. ведет к замедлению роста на 0,35-0,45% (King, 2015), а за пределами верхнего порогового значения — на 0,8-1% (Башмаков, 2006b; 2016). Долю расходов на энергию в доходе (валовом выпуске, ВВП) можно считать индикатором конкурентоспособности или экономической доступности энергии, для обеспечения которой рост самого дохода и повышение энергоэффективности оказываются более важными, чем сдерживание роста цен. Большинство стран на рисунке 2 находятся близко к изокванте — прямой линии, отражающей средний уровень расходов на энергию, равный 8% ВВП. В долгосрочном плане, если средняя цена на энергию растет на 1%, то это компенсируется снижением энергоемкости также на 1% (феномен «минус 1»; см.: Bashmakov, Grubb, 2016)⁴.

Стабильное в долгосрочном плане значение выступает центром гравитации доли расходов на энергию в ВВП в течение полного цикла, близкого по продолжительности к 25-33 годам (Башмаков, 2016). На примере США и Германии на рисунке 2 видно, как средние за длительный период значения скрывают наличие циклических колебаний. В течение цикла или уровень производительности энергии повышается так, что полностью компенсирует рост реальных цен на энергию, или реальные цены на энергию после первоначального скачка снижаются до уровня, который точно соответствует возможностям повысить производительность энергии. Страны с высокими ценами в конечном счете тратят даже меньшую долю своего дохода на энергию, чем страны с низкими⁵. Рост ВВП определяется в основном повышением многофакторной производительности за счет модернизации технологической базы производства. Низкие цены на энергию консервируют технологическую отсталость и не стимулируют такую модернизацию, которая при высокой доле расходов на энергию сдерживает экономический рост, а его торможение не позволяет заметно снизить долю расходов на энергию в ВВП. «Ловушка низких цен» захлопывается (Bashmakov, 2018).

Повышение цен на энергию за счет постепенного роста доли ВИЭ, энергия от которых на начальных этапах обходилась дороже топливной генерации, а также введения экологических налогов во многих странах компенсировалось повышением энергоэффективности и не привело к росту доли расходов на энергию. В ЕС сборы от экологических налогов в 2015 г. составили 360 млрд евро, или 2,4% ВВП и 6,3% доходов бюджетов⁶. В отдельных странах ОЭСР сборы от экологических налогов достигают 3-4% ВВП, а на долю налогов на энергию приходится 77% всех экологических налогов (по странам — от 51 до 96%), или 1,9% ВВП и 4,7% доходов бюджетов.

Пересчет налогов на энергию на 1 т н. э. (по конечной энергии) дает оценку, близкую в среднем к 250 евро/т и. э., с диапазоном по странам от 44 (Исландия) до 409 (Дания) евро/т и. э. (OECD, 2016а)⁷. В среднем затраты конечных потребителей на энергию в странах ЕС составляют около 8% ВВП. Практически от 1/₄ до 7₃ этих средств изымается государством в виде налогов на энергию. В США доля экологических налогов одна из самых низких. Это позволяло в 1971-2012 гг. сохранять среднюю цену на энергию на уровне в 2,6 раза ниже, чем в Дании. Однако доля расходов на энергию в США в эти годы в среднем была выше, чем в Дании.

Постоянство доли расходов на энергию в долгосрочном плане характерно и для основных секторов потребления энергии (Башмаков, 2006b; 2016). Можно сформулировать правило, согласно которому в долгосрочном плане повышение энергоэффективности в каждом секторе должно соответствовать росту реальных средних цен на энергию. Но он определяется не только конъюнктурными колебаниями, но и постепенным увеличением доли более качественных, а значит, и более дорогих энергоресурсов — электроэнергии, природного газа и жидкого топлива. Поэтому даже если цены всех энергоресурсов стабильны, то сдвиги в структуре энергобаланса ведут к росту средней цены для конкретного сектора.

Во многих прогнозах, особенно в низкоуглеродных сценариях, темпы снижения энергоемкости часто задаются высокими и автономными от динамики цен. Однако свобода манипулирования процентами повышения энергоэффективности не так велика, как может показаться. За счет активной государственной политики можно повысить темп снижения энергоемкости с 1 до 2 %. Довольно трудно повысить его до 3% и практически невозможно (при умеренных темпах роста экономики) — до 4%. Если реальные цены на энергию растут быстрее этих значений, то затем они неизбежно снизятся. Поэтому стимулирование перехода на низкоуглеродные траектории развития должно опираться не только на ценовые механизмы, но и на масштабные программы повышения энергоэффективности, позволяющие обеспечить более динамичное снижение энергоемкости.

Перешагивание верхних пределов доли расходов на энергию грозит рецессией. Напротив, при очень низкой доле расходов на энергию с запаздыванием на 1-3 года темпы роста экономики повышаются, а темпы снижения энергоемкости замедляются. Первый процесс уже проявился: рост экономики многих стран ускорился после снижения доли расходов на энергию в ВВП на 1-3% в 2015-2017 гг. по сравнению с пиковыми значениями 2010-2012 гг. Второй процесс только начинает проявляться, в том числе за счет эффекта «отката» (rebound effect), то есть роста потребления подешевевших энергетических услуг. В ряде прогнозов при допущении высоких темпов снижения энергоемкости и быстрого развития ВИЭ доля расходов на энергию устойчиво снижается вплоть до 2050 г. (DNV GL, 2017). Такое возможно только на ограниченном промежутке времени, затем динамика продуктивности энергии начинает замедляться. Новый импульс ее ускорению дает рост цен на энергию.

Миф 5. Механизмы с ценой на углерод тормозят рост экономики

Статистический анализ по ряду стран не позволил выявить такую зависимость, поскольку введение цены на углерод происходит плавно и, как правило, либо ограничено по уровню дополнительной налоговой нагрузки, либо компенсируется снижением ставок налогов на доход или социальных отчислений (OECD, 2016b; Andersen, 2010; 2016; Башмаков, 2018). Только в случае резкого роста цены на углерод без соответствующей компенсации и повышения энергоэффективности и снижения углеродоемкости можно перейти порог экономической доступности энергии, что приведет к торможению экономического роста.

Косвенная цена на углерод существует уже давно. ОЭСР (OECD, 2016b) использует понятие «эффективная цена углерода», которая получается как сумма всех налогов, отнесенная к содержанию углерода в единице энергии. Для моторных топлив в странах ЕС значения «эффективной» цены на углерод в 2011 г. находились в диапазоне 116-316 евро/т С0₂, для мазута — 138 евро/т С0₂, для угля — 137 евро/т С0₂. Высокие налоги на жидкое топливо выполняют в первую очередь фискальную функцию, а в экологической части — стимулируют снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от автотранспорта. По оценке ОЭСР, для России «эффективная» ставка налога на углерод ни в одном из секторов не превышает 5 евроцентов/т С0₂, что на порядки ниже уровней развитых стран. Это доказывает несостоятельность утверждений о том, что введение любого налога на углерод в России приведет к потере конкурентоспособности. Налог на уровне около 10 евро/т С0₂ для отдельных сегментов российской экономики позволит сравнять налоговую нагрузку со средней по ведущим странам, а для транспорта это возможно при введении цены на углерод около 70 евро/т С0₂.

При формировании эффективной ставки налога на углерод доминируют прочие налоги, в основном акцизы, а роль прямых налогов пока ограничена. Средняя для стран ОЭСР «эффективная» ставка налога на углерод для транспорта равна 73,6 евро/т С0₂, включая только 0,87 евро прямого налога и 0,44 евро расходов в системах торговли квотами на выбросы ПГ. Для прочих секторов средняя «эффективная» ставка налога равна 4 евро/т С0₂, включая 0,08 евро прямого налога и 0,87 евро расходов в системах торговли квотами. Если брать среднюю по всем секторам для стран ОЭСР, то «эффективная» ставка налога на углерод равна 14,4 евро/т С0₂, включая 0,19 евро прямого налога и 0,81 евро расходов в системах торговли квотами.

Цена углерода вводится для повышения конкурентоспособности низкоуглеродных технологий, а значит, должна зависеть от разницы затрат с традиционными технологиями на ископаемом топливе — «цены переключения». Коридор «цен переключения» для основных технологий равен 24-50 долл./т С0₂ на уровне 2020 г., 30-130 долл./т С0₂ для 2030 г. с верхней границей до 160 долл./т С0₂ для 2050 г. Сейчас менее 1% выбросов ПГ характеризуются уровнем цены на углерод, соответствующим диапазону «цен переключения» (World Bank, Ecofys, Vivid Economics, 2017). «Цены переключения» зависят от стоимости капитала, которая может быть существенно снижена за счет мер классической финансовой и денежно-кредитной политики, улучшения инвестиционного климата, использования госгарантий и т. п., а также от прогресса в снижении стоимости низкоуглеродных технологий (за последние восемь лет она снизилась для основных ВИЭ-технологий в расчете на единицу мощности или эффекта в 3-10 раз (IEA, 2016b).

В MOG³EM налог на углерод в разных странах вводится постепенно. Дополнительная налоговая нагрузка не превышает 1,5% ВВП для большинства стран. Для мира в целом максимальное значение такой нагрузки равно 0,9% в 2036-2040 гг., а затем снижается до 0,7% к 2050 г. Доходы от цены на углерод могут составлять после 2040 г. ежегодно около 1,5 трлн долл., а в сумме за 2015-2050 гг. — 36 трлн долл. Часть этих средств можно направить на стимулирование перехода отдельных стран на низкоуглеродные траектории развития.

Эффект от введения цены на углерод зависит от ее динамики. Экономически доступная (не тормозящая экономический рост) цена на углерод (Р_с ) может быть оценена как:

P_Cmax - (ECS_threshold - ECS_t) х (GWP_t / E_t) х (E_t / GHGЕМ_t),

где: GWP — глобальный ВВП; ECS_threshold и ECS_t — пороговое и текущее значения доли расходов на энергию; E_t — потребление первичной энергии; GHGEM_t — глобальные годовые выбросы ПГ. Если AECS = 0, то верхний (останавливающий экономический рост) уровень ECS уже достигнут, и далее цена на углерод может расти только со скоростью, равной среднему снижению энергоемкости глобального ВВП плюс темп снижения эмиссии ПГ на единицу энергии. Если при начальной цене углерода 20-50 долл./т С0₂-экв. и при доле расходов на энергию, близкой к пороговому значению (AECS = 0), энергоемкость снижается на 3%, а углеродоемкость — на 2% в год, то к 2050 г. цена на углерод может достичь 106-266 долл./т С0₂-экв. Если достижимый темп снижения энергоемкости ограничен 2%, а углеродоемкости — 1%, то при росте ВВП на 3% возможна лишь стабилизация выбросов ПГ. В этом случае цены на углерод 54-135 долл./т С0₂-экв. для 2050 г. будут выполнять только функцию стабилизации выбросов. При таких условиях более высокая цена углерода приведет к снижению выбросов ПГ уже за счет замедления экономического роста. Если AECS > 0, то эти оценки можно умножить на ECS_threshold/ECS_t, или делить на это отношение, когда AECS < 0.

Ограничение потепления до 2°С требует ежегодного глобального сокращения выбросов ПГ в среднем на 1,5-3,4% к 2050 г. Если потенциальный темп роста глобального ВВП до середины XXI в. составляет 3% в год, а устойчивый в течение десятилетий темп снижения энергоемкости глобального ВВП ограничен 2% в год (что близко к наблюдаемым значениям), то декарбонизация энергии должна достигать 2,5-4,4% в год (в отличие от ее стабилизации за последние три десятилетия). Тогда цена на углерод в 2050 г. может составить 90-224 долл./т С0₂-экв. Carbon Pricing Leadership Coalition (2017) пришла к выводу, что уровень цен на углерод, соответствующий удержанию потепления в границах 2°С, составляет не менее 40-80 долл. 2015 г./т С0₂-экв. к 2020 г. и 50-100 долл. 2015 г./т С0₂-экв. к 2030 г. Для отдельных стран это уже пройденные значения: в Швеции ставка налога на углерод в 2016 г. составила 131 евро/т С0₂. Франция планирует поднять цену на углерод до 140 евро/т С0₂ к 2030 г. Многие страны предполагают использовать этот инструмент для выполнения только части взятых на себя обязательств по Парижскому соглашению и в пакете с другими мерами политики.

Вопрос в том, можно ли увеличить сумму темпов снижения энергоемкости и декарбонизации энергии до 4-5 % в год в ответ на рост реальных цен на энергоносители на 4-5% в год, вызванный, помимо прочих факторов, повышением цен на углерод? Можно ли удвоить к 2030 г. глобальные темпы повышения энергоэффективности, как требует Цель № 7 Целей устойчивого развития ООН? Необходимы значительные усилия и ресурсы для стимулирования повышения энергоэффективности и декарбонизации, чтобы извлечь выгоду из сокращения выбросов ПГ при сохранении доступности энергии. В противном случае неизбежен компромисс между максимизацией экономического роста и минимизацией выбросов ПГ.

Политика в области ценообразования на энергию и углерод должна поддерживать ECS близко к верхнему порогу, но ниже его, что стимулирует повышение эффективности и декарбонизацию без ущерба для экономического роста. Политика углеродного ценообразования и энергетическая налоговая политика могут быть более эффективными, если будут реализовываться как гибкие инструменты: при приближении к пороговым уровням доступности цена на углерод должна быть ниже, и наоборот (Bashmakov, 2007; King, 2015). Цена на углерод — важный, но далеко не единственный и даже не решающий инструмент. Более важную роль играют стратегические решения: поддержка повышения энергоэффективности, развития ВИЭ или строительства АЭС, отказ от угольной генерации или продаж автомобилей с бензиновыми и дизельными двигателями.

Миф 6. Энергоресурсы на основе ВИЭ всегда дороже энергии, получаемой на основе использования ископаемого топлива

Это утверждение еще недавно казалось прописной истиной, но на глазах превращается в миф. Приведенные затраты на выработку электроэнергии зависят от масштабов применения технологий и от цены на углерод. В зависимости от уровня последней и масштабов использования ВИЭ в разных странах массовый выход приведенной стоимости генерации на солнечных (СЭС) и ветроэлектростанциях (ВЭС) на уровни ниже угольной генерации произойдет в 2025-2028 гг. (оценки на модели MOG³EM; IEA, 2017b). Для США ожидается, что средние цены на электроэнергию от СЭС будут ниже средних цен газовой генерации в 2027 г. (Bolinger et al., 2017).

В 2017 г. средние приведенные затраты на генерацию электроэнергии на новых станциях США оцениваются на уровне 5,5 цента/кВт-ч для ВЭС на суше; 6,5 для ВЭС на шельфе; 7 для газовой генерации; 7,2 для угольной и 11,3 цента/кВт-ч для АЭС (АСЕЕЕ, 2017). Поэтому в последние годы ВИЭ доминируют в приросте генерирующих мощностей даже при заметном снижении уровня их субсидирования (IEA, 2017b; REN21, 2017). Цены на поставку электроэнергии от фотоэлектрических СЭС (даже с учетом затрат на аккумуляторы для хранения энергии) по многим контрактам, заключенным в последние годы в США, оказались ниже 5 центов/кВт-ч (Wiser et al., 2017), а в Саудовской Аравии в 2017 г. был подписан контракт с ценой 1,8 цента/кВт-ч. Анализ расширения применения ВИЭ с переменной выработкой электроэнергии (в основном СЭС и ВЭС) в США показал, что для многих энергосистем это позволило снизить среднюю оптовую цену электроэнергии (Вolinger et al., 2017).

В этой ситуации становится верным другой тезис: тому, кто отстает с развитием ВИЭ сейчас, придется оплачивать более дорогую энергию в будущем. Вполне вероятно, что страны с высокой долей ископаемого топлива в структуре генерации электроэнергии станут в будущем платить более высокую цену за электроэнергию, чем те, которые десятилетиями инвестировали в развитие технологий ВИЭ и добились в итоге не только их многократного удешевления, но и доминирования на соответствующих рынках. Из-за резкого удешевления технологий фотоэлектрических СЭС и ВЭС сделанные МЭА в 2000-2002 гг. оценки объема генерирующих мощностей на 2015-2016 гг. оказались на порядок ниже реальных значений.

Миф 7. Нельзя создать энергетику, полностью основанную на использовании ВИЭ⁸

До промышленной революции экономика была полностью основана на ВИЭ. Значит, это принципиально возможно. Появляется все больше исследований, оценивающих возможность построить все системы энергоснабжения мира на основе ВИЭ уже в 2050 г. (Jacobson et al., 2017; REN21, 2017).

Логика рассуждений такова. Переход на ВИЭ позволит сократить потери при сжигании топлива на производство полезной энергии на 22% от суммарного потребления первичной энергии. Дело в том, что КПД производства электроэнергии на угольных ТЭС равен 33-45%, а на газовых — 33-60%, то есть даже на самых эффективных установках значительная часть топлива теряется. Отказ от необходимости добывать, перерабатывать и транспортировать топливо даст экономию еще почти 13% первичной энергии. Эффективность конечного использования энергии, получаемой за счет ВИЭ, может быть повышена как минимум на 7% по сравнению с нынешним уровнем. Таким образом, потребление энергии снижается на 42%. Оставшаяся часть обеспечивается за счет ВИЭ. Больше ²/₃ опрошенных REN21 экспертов в разных странах считают, что к 2050 г. можно обеспечить 100% потребностей человечества в энергии за счет ВИЭ (REN21, 2017). Для Китая уже несколько лет назад появились работы, в которых рассматривался сценарий с покрытием за счет ВИЭ до 84% спроса на электроэнергию к 2050 г. по разумной цене и с обеспечением баланса мощностей в разных зонах графика нагрузки (Chandler et al., 2014). В сценарии «Обратный отсчет» мировая энергетика не продвигается так далеко, но все же делает большой шаг в этом направлении: в 2050 г. 68% всей вырабатываемой электроэнергии приходится на ВИЭ и еще 10% — на АЭС. В Китае доля ВИЭ в 2050 г. достигает 77%, а АЭС — 15%. К 2050 г. электроэнергетика мира приближается к статусу практически безуглеродной.

Ускоренное развитие ВИЭ опирается не только на улучшающуюся экономику генерации, но и на политическую поддержку, в том числе населения многих стран. За сокращение угольной генерации выступают 77% опрошенных поляков и американцев, 90% немцев и 96% китайцев (0rsted, 2017). За развитие «зеленой» генерации выступают 58 — 59% опрошенных голландцев и поляков, 78% американцев и датчан, а также 89% китайцев. Распределение уровня поддержки развития отдельных технологий среди опрошенных в 13 странах 26 тыс. респондентов таково: солнечная энергетика — 80%; ветровая на шельфе — 67, ветровая на суше — 64; приливная — 58; биомасса — 51; природный газ — 37; АЭС — 26; угольная — 14%.

Такая позиция населения дополняется поддержкой бизнеса. Европейский союз электроэнергетики Eurelectric в Декларации «Видение для европейской электроэнергетики» определил цель движения к безуглеродным электроэнергетике и обществу к 2050 г. (Eurelectric, 2017). Не случайно совпадение намеченных в сценарии «Обратный отсчет» или в сценарии МЭА «Устойчивое развитие» направлений изменения структуры мирового энергобаланса с мнением населения, которое, кстати, считает проблему изменения климата второй по важности после проблемы терроризма. В других сценариях направление движения в сторону низкоуглеродной экономики сходное.

Миф 8. Нефть и газ — самые привлекательные направления инвестирования в энергетике

Так было раньше. По оценкам МЭА, суммарные инвестиции в нефтегазовый сектор в 2017-2040 гг. составят 20,6 трлн долл., а объем инвестиций в повышение энергоэффективности и развитие ВИЭ — около 25 трлн долл., или 40% всех глобальных инвестиций в энергетический сектор (IEA, 2017b). При экстраполяции этих оценок на период 2017-2050 гг. получается около 40 трлн долл., а при реализации сценария МЭА «Устойчивое развитие» эта оценка возрастает до 60 трлн долл. По разным источникам, в 2015-2016 гг. суммарные среднегодовые инвестиции в низкоуглеродные технологии составили 500-635 млрд долл., что на 45-65% больше их среднего значения в 2010-2012 гг. До 2030 г. среднегодовой прирост инвестиций в повышение энергоэффективности составит не менее 300 млрд долл., а в развитие ВИЭ — не менее 100 млрд долл.

Таким образом, инвестиции в низкоуглеродные технологии в будущем превысят инвестиции в нефтегазовый сектор. Всемирный банк объявил, что с 2019 г. больше не будет финансировать проекты по добыче нефти и газа (за исключением самых бедных стран)⁹.

Миф 9. Прошлое и настоящее определяют будущее

Высокая смертность «базовых» сценариев прогнозов развития мировой энергетики связана с непригодностью использования экстраполя-ционных моделей. Нельзя увидеть будущее, если стоять к нему спиной и все время смотреть в прошлое. Реальная жизнь — это не business-as-usual, a business-as-unusual. Однако многие прогнозы переносят прошлое и настоящее в будущее. Инерция мышления часто превышает инерцию экономических систем, поэтому путь в будущее усеян руинами прогнозов. То, что сегодня кажется невозможным, завтра становится обыденным (например, запрет на продажу автомобилей с бензиновыми и дизельными двигателями в Индии, Великобритании и Франции или программы по сокращению угольной генерации). Причина высокой смертности «базовых» прогнозов — применение новых мер политики из-за высоких экономических потерь от бездействия. Например, мировой экономический кризис 2008-2009 г. отчасти был спровоцирован резким ростом доли расходов на энергию. Потери глобального ВВП только в 2009 г. составили около 3 трлн долл. Естественно, страны стали применять широкий пакет мер для снижения таких потерь.

Страны активно формируют свое «видение будущего» и на этой основе, применяя методы backcasting, выявляют траектории перехода к такому целевому видению. Уже после Парижского соглашения в ряде стран приняты инициативы, которые существенно повлияют на динамику потребления топлива и выбросы ПГ.

Китай ввел рынок торговли квотами на выбросы парниковых газов в электроэнергетике, решил увеличить долю электромобилей в объеме продаж новых автомобилей до 20% к 2025 г. и рассматривает возможность полного запрета продаж бензиновых и дизельных автомобилей; полный запрет — уже решенное дело во Франции и Великобритании (с 2040 г.); об аналогичном намерении объявила Индия (с 2030 г.). В ряде стран (Норвегия, Нидерланды) введены требования по нулевым выбросам от легковых автомобилей к 2025-2030 гг. В Польше и Таиланде установлены целевые показатели по числу электромобилей на 2025-2030 гг. Новая инициатива — отказ ряда стран (Канада, Франция, Германия, Нидерланды, Австрия, Финляндия и др.) от угольной генерации к 2023-2050 гг.¹⁰ Это решение принято еще до того, как она потеряла конкурентные преимущества, и опирается на широкую поддержку населения этих стран. Существенно сокращены планы развития угольной генерации в Китае и Индии.

Миф 10. Мир всегда будет нуждаться в углеводородах, и их производители сохранят источники дохода

Середина и вторая половина XXI в. станут эпохой заката органического топлива. Это утверждение не отрицает возможности роста потребления ископаемого топлива в ближайшие годы (см. рис. 1). В сценарии «Выбросы на полке» начиная с 2020 г. удается практически обеспечить «декаплинг» — стабилизацию и последующее снижение выбросов ПГ при росте глобальной экономики за счет заметного прогресса в повышении энергоэффективности и снижении углеродоемкости энергии. В сценарии «Обратный отсчет» удается обеспечить «двойной декаплинг» — стабилизацию потребления первичной энергии при росте экономики и снижение выбросов ПГ при стабилизации потребления энергии. В сценариях «Выбросы на полке» и «Обратный отсчет» потребление всех видов ископаемого топлива (угля, нефти и природного газа) выходит на пик (сначала угля, затем нефти, позже — природного газа) и затем начинает снижаться. Пик потребления нефти при любом сочетании сценарных условий будет пройден до 2050 г., но его уровень в значительной степени зависит от сценарных условий и скорости перехода на низкоуглеродные траектории развития. В отношении природного газа как при более высоких уровнях его потребления (высокие темпы роста экономики), так и при более низких (интенсивный переход к траекториям семейства «Обратный отсчет») оно выходит на пик, а при промежуточных траекториях (сценарии с медленным ростом экономики, высокими ценами на энергоресурсы и умеренной политикой по контролю за выбросами ПГ) растет медленнее.

Расходы всех конечных потребителей энергии вырастут с 7,7 трлн долл. в ценах 2011 г. в 2015 г. до 14,7 трлн в 2050 г. в сценарии «Обратный отсчет» против 17 трлн в сценарии «Выбросы на полке» и 19,7 трлн долл. в сценарии «Меры политики национальных обязательств». Но доходы поставщиков топлива оказываются зажатыми в «низкоуглеродные тиски»: с одной стороны, все большая часть доходов поступает поставщикам ВИЭ, а с другой — часть ренты изымается с помощью налога на углерод. Расходы всех потребителей мира на оплату поставок топлива в 2015 г. составили 5,9 трлн долл. в ценах 2011 г. В 2050 г. они могут вырасти до 12,8 трлн долл. в сценарии «Меры политики национальных обязательств». Рост ограничен уровнем 11,1 трлн долл. в сценарии «Выбросы на полке» и 8,9 трлн — в сценарии «Обратный отсчет». За счет активной реализации мер политики перехода на низкоуглеродные траектории развития поставщики топлива могут потерять 3,9 трлн долл., или почти каждый третий доллар от потенциального дополнительного дохода в сценарии «Меры политики национальных обязательств». Отметим, что после 2040 г. доходы поставщиков топлива практически не растут (всего на 0,5% в год в 2040-2047 гг.), а после 2047 г. начинают снижаться даже в сценарии «Меры политики национальных обязательств». В сценарии «Обратный отсчет» доходы поставщиков топлива снижаются уже с 2040 г. Поэтому в перспективе за этот сжимающийся «углеводородный пирог» развернется очень жесткая конкурентная борьба поставщиков топлива.

Модель MOG³EM позволяет также оценить диапазоны изменения цен на нефть, используя концепцию пределов платежной способности (Башмаков, 1988; 2006b). Верхним уровнем цен на нефть выступают 95-100 долл./барр. в 2030 г. и 130 долл./ барр. в 2050 г. (в ценах 2016 г.). Рост цен на нефть до 200 долл./барр. к 2030 г. и до 240 долл./барр. к 2050 г. (верхний вариант цены на нефть в прогнозе: El А, 2017) приводит к увеличению доли расходов на энергию для мира в целом до 13-14%. Она «перешагивает» порог экономической доступности, что ведет к снижению среднегодовых темпов роста глобальной экономики в 2015-2050 гг. до 2,1%, падению спроса на нефть при росте ее предложения за счет инвестиций в период высоких цен, нарушению баланса спроса и предложения и последующему падению цен. При росте цены до 115 долл./барр. в 2030 г. и до 150 долл./барр. в 2050 г. доля расходов на энергию составляет 12%, а рост ВВП равен 2,7% в год. Это также не обеспечивает устойчивость цены на нефть. При ее росте до 95-100 долл./барр. в 2030 г. и до 130 долл./барр. в 2050 г. доля расходов на энергию составляет приемлемые 10%, а рост глобального ВВП равен 2,9% в год.

Оценки на базе данных о распределении запасов нефти по уровням издержек добычи и о кумулятивной добыче нефти в 2016-2050 гг. (с учетом обеспеченности уровня добычи в 2050 г. запасами на 20 лет) позволяют оценить нижний предел цен на нефть в диапазоне 50-65 долл./барр. в ценах 2016 г. Ближе к 2050 г., по мере электрификации автомобильного транспорта, замыкающей ценой может стать уже не цена добычи нефти на дорогих месторождениях, или производства синтетической нефти, или биотоплива, а цена на электроэнергию, вырабатываемую на основе ВИЭ. Средняя мировая цена нефтепродуктов для транспорта в 2015 г. составила около 190 долл./барр. Эквивалент цены электроэнергии в диапазоне 7-12 центов/кВт-ч равен 110-190 долл./барр. С учетом меньшего в 3-4 раза расхода электроэнергии на единицу пробега цена нефтепродуктов не должна превышать 30-65 долл./барр., когда доля электромобилей в парке существенно повысится (без учета разницы стоимости электромобилей и автомобилей на жидком топливе, которая устойчиво сокращается). В результате уже за пределами 2050 г. волатильность цен на нефть может сократиться, а верхний и нижний пределы ее колебаний заметно сблизятся. Однако по меньшей мере до 2050 г. сохранится циклический характер динамики цен на нефть.

Уроки будущего для России, или Почему РФ нужно переходить на низкоуглеродные траектории развития

Анализ того, какие уроки будущего для экономики России дает отказ от мифов прошлого, проведен через призму деления экономики на два сектора: нефтегазовый (НГВВП) и ненефтегазовый (ННГВВП, Башмаков, 2006а). Долю НГВВП разные исследователи оценивают по-разному (Башмаков, 2011; Гурвич, 2010). По нашим оценкам, в текущих ценах в 2005-2014 гг. эта доля варьировала в диапазоне 23-28%, за исключением 2009 г., когда она упала до 18%. Падение до 16-18% повторилось в 2015-2016 гг. В сопоставимых ценах 2000 г. доля НГВВП в 2005-2016 гг. равнялась 21-23%. Доля нефтегазовых доходов в консолидированном бюджете составляла в 2005-2016 гг. 22-28%, а доля экспорта нефти, нефтепродуктов и природного газа в экспорте товаров — 62-67%. Вот почему при опоре на экспорт углеводородов параметры экономического роста России определяются за ее пределами (рис. 3), и российская экономика в значительной степени живет на «чужие деньги», а не на «деньги, заработанные дома».

По оценкам А. Кудрина и Е. Гурвича (2014), в 2000-2013 гг. вклад удорожания нефти, а также роста ее добычи и экспорта в прирост ВВП («модель импортированного роста» в их терминологии) составил 3-3,5% в год, или почти половину среднегодовых темпов роста в этот период¹¹. Но это еще и «модель импортированных кризисов» (см. рис. 3). Вследствие развития по ней России пришлось пройти через три болезненных кризиса (1998, 2009 и 2015-2016 гг.), суммарные потери ВВП от них составили 17%, или в среднем почти 1% в год. Таким образом, ТЭК вообще и нефтегазовый сектор в частности были «локомотивами» роста, которые часто давали задний ход, и в итоге экономика далеко не уехала. В 2008-2016 гг. в условиях «откатно-возвратной» динамики российский ВВП (в ценах 2000 г.) практически не вырос (рост составил 0,8% за 8 лет). В это «замороженное время» Россия была одной из самых медленно растущих экономик в мире¹². Согласно данным WDI, доля России в глобальном ВВП за эти годы упала с 2,5 до 2,1%¹³. Еще до того как «чужие деньги» закончились, мотор сырьевой экономики уже заглох (Маневич, 2017).

Можно ли надеяться, что «чужие деньги» вернутся? Это зависит от динамики цен на нефть и от успеха российских компаний в борьбе за сохранение и расширение своих ниш на рынках углеводородов. Дополнительный объем нефтегазовой ренты будет лимитирован как по причине ограниченных возможностей удержания (для нефти) и увеличения (для газа) физических объемов экспорта, так и в силу ограниченного потенциала роста цен на углеводороды, а также неустойчивой (циклической) природы их динамики. Как показано выше, после 2040 г. доходы всех поставщиков топлива в сопоставимых ценах не будут расти, то есть за счет «чужих денег» долго прожить не удастся.

Но удержать добычу нефти в России на высоком уровне будет непросто. Естественное снижение добычи на существующих месторождениях как в мире в целом, так и в России составляет примерно 3-5% в год (для России это 16-28 млн т в год). Только для компенсации сокращения добычи на действующих месторождениях нужны значительные инвестиции. Это вложения с бесконечной капиталоемкостью, поскольку они не дают прироста продукции. При сохранении низких экспортных цен на нефть и газ для поддержания добычи и экспорта потребуется кратное повышение нормы накопления в нефтегазовом секторе (рис. 4), на который приходится примерно ¹/₄ всех капитальных вложений в стране.

Энергетическая стратегия России предполагает ежегодный объем капитальных вложений в нефтегазовую промышленность в 2030-2035 гг. на уровне около 90-100 млрд долл. При этом годовые экспортные нефтегазовые доходы составят примерно 240 млрд долл., а добавленная стоимость — около 250 млрд долл. Повышение нормы накопления в нефтегазовом секторе в два-три раза, или до 40%, маловероятно. Такая норма потенциально (но не гарантированно) возможна только в случае практически полного отказа государства от налогообложения нефтегазового сектора. Но тогда он перестает играть роль опоры бюджета и теряет свою значимость. Другим выходом из ситуации может быть существенное увеличение внутренних цен на нефть и газ. В. Маневич (2017), а также Титов и Широв (2017) указывают на то, что в прибыли нефтегазового сектора через заниженный курс рубля концентрируется значительная часть добавленной стоимости в ненефтегазовом секторе, и часть доходов этого сектора и доходов населения была перераспределена в пользу нефтегазового сектора и финансовой системы.

Здесь можно упомянуть два механизма. Во-первых, при падении цен на нефть и газ на мировых рынках внутренние цены на них не упали, а значит, часть произведенной в ненефтегазовом секторе стоимости перераспределилась в пользу нефтегазового. Решение задачи сохранить доходность нефтегазового сектора и бюджета за счет девальвации рубля привело к тому, что обслуживание валютных обязательств, привлечение кредитов и импорт товаров стали обходиться кратно дороже именно для ненефтегазового сектора. Двукратное обесценение рубля означает почти пропорциональное снижение импорта машин и оборудования для ненефтегазового сектора (удорожание импорта инвестиционных товаров на 1% ведет к его снижению на 0,8%; см.: Павлов, Каукин, 2017) и существенно тормозит процессы его модернизации и развития. Если к этому добавить компенсацию потерь дохода нефтегазового сектора за счет повышения внутренних цен на топливо и превратить российский ненефтегазовый сектор в основной источник ренты для нефтегазового при практическом сокращении программ повышения энергоэффективности в России после 2014 г., то это приведет к существенному превышению пороговых значений отношения расходов на энергию к ВВП и будет тормозить экономический рост ненефтегазового сектора. «Отвлекающая» ресурсы функция ТЭК и так уже перевешивает его «созидающую» функцию.

МЭА (IEA, 2017b) более реалистично оценивает объем капитальных вложений в нефтегазовый сектор России в 2015-2040 гг. — в среднем 75 млрд долл. в год¹⁴, но при таком объеме инвестиций добыча нефти снижается до 430 млн т в 2040 г., а ее экспорт — с 255 млн до 125 млн т в 2016-2040 гг. В отношении природного газа МЭА рисует более радужные перспективы: рост добычи до 788 млрд куб. м к 2040 г. и экспорта газа до 314 млрд куб. м. Если бы такая рокировка в объемах добычи топлива произошла при ценах 2016 г., то Россия потеряла бы (с учетом сокращения экспорта нефтепродуктов) 23 млрд долл. экспортных доходов (16% объема нефтегазовых экспортных доходов 2016 г.), а в ценах 2011 г. — 47 млрд.

Согласно прогнозу с использованием модели Массачусетского технологического института (Makarov et al., 2017), экспорт нефти из России до 2050 г. не будет расти или станет снижаться. Перспективная динамика экспорта природного газа в этой работе делится на два периода: практическое его удвоение до 2030 г. с последующими либо стабилизацией в сценарии, близком по сути к сценарию «Меры политики национальных обязательств», либо падением ниже исходного уровня 2015 г. при реализации сценария, близкого к сценарию «Обратный отсчет». Удвоение экспорта природного газа способно принести дополнительно 30-50 млрд долл. в год, но не может компенсировать падение доходов от экспорта нефти и газа в 2011-2016 гг. на 175 млрд долл.

В лучшем случае до 2050 г. удастся удержать нынешний уровень НГВВП, и с большой вероятностью после 2030-2040 гг. вклад этого сектора в динамику суммарного ВВП может стать отрицательным. Прогнозные расчеты (на модели «RUS-DVA»; см.: Башмаков, 2011) показывают, что доля НГВВП в ВВП к 2050 г. снизится до 7-10%, в формировании доходов консолидированного бюджета — до 7-11%, а в экспорте товаров — до 43-50%. Такой же результат можно получить и путем простых арифметических вычислений: если ВВП до 2050 г. вырастет в два раза, а НГВВП не вырастет, то его роль в экономике сократится вдвое.

Какие темпы роста ВВП можно обеспечить при попытке вновь «завести» заглохший мотор «модели импортированного роста»? Различия прогнозных оценок долгосрочного роста ВВП России (рис. 5) во многом определяются двумя факторами: в меньшей степени — динамикой численности занятых, а в большей — динамикой многофакторной производительности. Существуют оценки, что переход мира на параметры низкоуглеродного развития может привести к потере темпов прироста ВВП России на 0,2-0,3% в 2020-2030 гг. и до 0,5% в 2035-2050 гг. (Makarov et al., 2017) относительно «базового» сценария, в котором ВВП растет примерно на 2% в год. В прогнозе EIA (2017) предполагается снижение темпов роста ВВП РФ почти до нуля к 2050 г. Один из самых пессимистичных прогнозов динамики российского ВВП дает Университет Денвера: экономический застой в России сохранится на всем периоде 2016-2050 гг. и ВВП вырастет только на 10% (рост на 0,3% в год), то есть период «замороженного времени» растянется на 2008-2050 гг.¹⁵ Почти такой же «рост» (на 11% в 2016-2050 гг.) получается при движении ВВП по нижней границе диапазона из 17 сценариев (см.: Башмаков, 2011). Расчеты по этим сценариям показали, что платой за неуспешную модернизацию в «десятых» и начале «двадцатых» годов может стать потеря способности российской экономики к расширенному воспроизводству в «сороковых», а возможно, уже и в «тридцатых». Вероятен болезненный переход к «экономике шагреневой кожи» — модели с устойчиво снижающимся ВВП (Башмаков, 2011). Этот анализ показал, что без эффективной модернизации и повышения производительности всех факторов производства в середине XXI в. в России экономического роста просто не будет. Если заглохший мотор «модели импортированного роста» все же удастся завести, то в этой «карете прошлого» далеко не уедешь.

Ни в одном из представленных прогнозов после 2040 г. темпы роста ВВП не превышают 2%. В 2016-2050 гг. российский ВВП может вырасти в 1,1-2 раза, то есть на очередное «удвоение ВВП» потребуется не менее 34 лет. Расчетные эксперименты с разными допущениями о динамике добычи нефти и газа и с разными ценами на нее показывают, что даже при самых оптимистичных сочетаниях таких условий ВВП может увеличиться до 2,2 раза. При фактической стабилизации НГВВП это означает, что ННГВВП должен расти примерно на 2,5% в год и стать новым двигателем экономического роста.

Концепция «экономического чуда» Столыпинского клуба (резкого ускорения роста ВВП России) за счет существенного повышения нормы накопления (Титов, Широв, 2017) исходит из того, что такое повышение возможно и приведет к ускорению экономического роста. Надеяться на резкое повышение нормы накопления в нефтегазовом секторе не приходится. Что касается нормы накопления в ненефтегазовом секторе, то важным фактором ее умеренного значения в России выступает старение населения. Акцент на экстенсивный рост благодаря существенному повышению нормы накопления (за счет нефтегазовых доходов или принудительного сбережения средств населения) может придать очень ограниченный импульс ускорению экономического роста. Практически весь эффект от резкого повышения нормы накопления в течение нескольких лет будет нейтрализован ростом капиталоемкости (особенно в нефтегазовом секторе) и ускорением инфляции при минимальном дополнительном росте ВВП. Для стареющей России удержание нормы накопления на уровне около 20-22% до 2050 г. можно считать огромным успехом, поскольку до 2030 г. она окажется близкой к среднемировой, а затем превысит ее, а также будет превышать норму накопления в странах ОЭСР на всем временном горизонте. Отметим, что в экономиках, ориентированных на экспорт ресурсов, таких как Канада, Австралия и Россия, капиталоемкость не только растет быстрее, но и затем стабилизируется на уровне примерно в 1,5 раза выше отметки, характерной для прочих развитых стран¹⁶. Это означает, что рост нормы накопления и прирост основного капитала в России должны будут нейтрализовать прирост капиталоемкости, что существенно снизит потенциал развития по модели экстенсивного роста.

Только повышение производительности всех факторов производства (труда, капитала, энергии, материалов и знаний) может стать настоящим источником экономического роста в России. Обеспечивающие это институциональные преобразования (развитие конкуренции, защита прав собственности и др.) должны составить основу содержания новой модели роста (Кудрин, Гурвич, 2014). Отставание в уровне экономического развития России от США в основном определяется тем, что производительность всех факторов производства у нас в два раза ниже. В последние годы вклад повышения производительности факторов производства в рост ВВП, по разным оценкам, был ограничен уровнем 0,6-1,8% в год¹⁷. Перспективные оценки вклада существенно варьируют: Р. Энтов и О. Луговой (Entov, Lugovoy, 2013) дают варианты в прогнозе до 2020 г. в диапазоне 0,7-1,7%; ОЭСР (OECD, 2012) оценивает вклад многофакторной производительности на уровне 2,2% в среднем до 2060 г.; Центр стратегических разработок — 2,2% в 2018-2024 гг. и 2,4% в 2025-2035 гг.; The Economist (2015) — на уровне 1,2%.

На фоне ограничений по росту занятости и увеличению нормы накопления только заметное повышение производительности всех факторов производства может стать источником ускорения экономического роста в России. С этим согласны авторы практически всех стратегий развития экономики РФ (см.: Идрисов и др., 2017; Титов, Широв, 2017). Однако анализ в основном ограничен эффективностью использования труда и — реже — капитала¹⁸. Это не удивительно, поскольку в России в определенной степени налажен учет эффективности использования только труда и практически отсутствуют системы учета эффективности использования энергии, материалов и даже капитала, что существенно затрудняет формулирование и реализацию стратегий повышения эффективности использования этих факторов производства¹⁹. Подчеркнем, что не только экспортно-сырьевая ориентация, но и высокая энергоемкость, а также материалоемкость самой российской экономики определяют как неэффективность ее отраслевой структуры, так и сложность ее трансформации.

Возможности роста с опорой на углеводороды практически исчерпаны. На этой основе можно обеспечить только очень невысокие темпы роста ВВП. При более динамичном росте ВВП роль нефтегазового сектора неизбежно будет сокращаться. Динамичный экономический рост в России возможен только при увеличении ННГВВП в 2,3-2,5 раза к 2050 г. на основе глубокой модернизации существующей технологической базы, а также развертывания новых конкурентоспособных на внешних рынках производств. Без этого невозможно даже реализовать потенциал догоняющего развития на основе технологической имитации, не говоря уже о переходе к развитию на технологической границе, который требует инновационной среды и культуры. Нынешняя технологическая граница — это высокотехнологичная низкоуглеродная «зеленая» экономика. Только на основе применения низкоуглеродных технологий для производства конкурентоспособной на внешних рынках низкоуглеродной продукции можно повысить эффективность использования факторов производства и темпы экономического роста. Другая продукция на мировых рынках просто не будет востребована.

Согласно оценкам Navigant Research²⁰, уже в ближайшие 10 лет появятся новые и расширятся существующие глобальные рынки низкоуглеродных технологий: услуг энергосервисных компаний — с 17 млрд долл. в 2017 г. до 31 млрд в 2026 г.; информационных технологий в освещении — до 4,5 млрд в 2026 г.; устройств для интернета вещей в промышленности — до 129 млрд в 2026 г.; устройств для систем управления энергопотреблением зданий — до 13 млрд в 2026 г.; технологий для строительства энергоэффективных зданий — только в Европе до 112 млрд в 2026 г.; материалов для лопастей ВЭС — до 37 млрд в 2026 г.; услуг по мониторингу и прогнозированию выдачи энергии погодозависимых ВИЭ составит 22 млрд в 2017-2026 гг.; хранения энергии для микросетей — 22 млрд в 2017-2026 гг.; предоставления услуг по энергоснабжению «под ключ» — превысит 221 млрд в 2026 г.; создания инфраструктуры для заправки электромобилей — более 80 млрд долл. к 2025 г.

Это огромные новые рынки, на которых Россия практически отсутствует. При доле РФ в мировой экономике 2,1% ее доля на мировом рынке машин и оборудования равна 0,33% (Кудрин, Гурвич, 2014), а на рынках низкоуглеродных технологий она, как говорят математики, бесконечно малая величина.

В целом ситуация такова: старые рынки (экспорт углеводородов) будут давать дополнительный доход, но недолго (до 2030-2040 гг.), и рост будет довольно скромным. Удвоение ВВП хотя бы к 2050 г. означает, что нужно построить новую экономику, равную по размеру нынешней. Новые рынки — это низкоуглеродная продукция. На этих рынках России почти нет. Если «уроки будущего» не будут усвоены и ВВП России вырастет только на 10% при росте мирового ВВП в 2016-2050 гг. примерно в 2,5 раза, то доля РФ в глобальном ВВП в 2050 г. не превысит 1%, и ей не удастся удержаться в первой десятке ведущих экономик мира со всеми вытекающими последствиями²¹. Вот почему России нужно переходить на низкоуглеродные траектории развития.

Цена бездействия может кратно превышать цену действия. При стагнации будет все труднее защищать то, что мы уже имеем. Нужно направить усилия на приумножение того, что стоит защищать. Нет единственной дороги в будущее. Нужно выбрать правильную дорогу! Этот выбор необходимо сделать уже сейчас, поскольку на развитие новых отраслей потребуется два-три десятилетия. Сценарий «Мир уходит в "зеленое" будущее, а Россия топчется на месте в "красном" настоящем и с грустью смотрит вслед» для нас не годится. Россия не должна стать «островом (кладбищем?) устаревших технологий».

¹ Имитационная модель MC)G³EM-21-50 (Model of Global Greenhouse Gas Emissions) разработана ЦЭНЭФ-XXI. Она состоит из 22 моделей для 19 стран и ЕС, а также модели для мира в целом и «прочего мира». Временной горизонт прогноза — до 2050 г. На выходе MOG³EM выдает региональные динамические энергобалансы и другую тематически сгруппированную прогнозную информацию. Каждая региональная модель содержит 7 основных блоков, б секторов конечного потребления энергии и 4 сектора ее преобразования (включая выработку электроэнергии); потребление первичной энергии; расходы конечных потребителей на энергоснабжение; индикаторы энергоемкости; выбросы парниковых газов (ПГ); кумулятивное потребление ископаемого топлива. Для каждого сектора построены функции спроса на энергию в зависимости от параметров экономической активности, цен на энергоносители и на углерод, характеристик технического прогресса и других параметров. Для каждого сектора оценивается потребление 10-13 видов энергоресурсов. При проведении прогнозных расчетов было рассмотрено три сценария: «Меры политики национальных обязательств», который предполагает, что развитие будет происходить на основе объявленных в национальных обязательствах, принятых странами в рамках Парижского соглашения, мер политики контроля за выбросами ПГ, и поставленные в них цели будут достигнуты; «Выбросы на полке», который предполагает, что глобальные выбросы ПГ после некоторого роста в ближайшие годы затем останутся на «полке» до 2050 г.; «Обратный отсчет», который предполагает, что глобальные выбросы ПГ до 2050 г. будут снижаться примерно по той же траектории, по которой они росли в 1980—2015 гг. Это означает снижение выбросов на 38% к 2050 г. Переход на параметры сценария «Обратный отсчет» позволит удержать глобальное потепление до 2100 г. в границах 2°С. Также активно использовались прогнозные оценки на 2040—2050 гг. BP (2018), CNPC (2017), DNV GL (2017), EIA (2017), Enerdata (2017), ExxonMobil (2017), IEA (2017b; 2017c), IEEJ (2017), Li (2017), OPEC (2018), Statoil (2017) и ИНЭИ, АЦ (2016).

² Нечто подобное происходит с моделями экономического роста, когда старые канонические модели перестают работать или механизмы их работы заметно модифицируются в условиях новых технологических, экономических, социальных и политических реальностей (Идрисов и др., 2017).

³ В сценариях используется средний прогноз ООН численности населения (UN, 2017). Ряд организаций (их немного) публикуют как средне-, так и долгосрочные прогнозы динамики ВВП мира и большого числа стран. Диапазон оценок роста глобального ВВП в 2016-2050 гг. варьирует от роста на 84% в прогнозе Университета Денвера (http://www.ifs.du.edu/ifs/ frm_CountryProfile.aspx?Country=RU) до довольно согласованного роста в 2,4-2,8 раза в других прогнозах (OECD, 2017; IMF, 2017; PwC, 2017; EIA, 2017; IEA, 2017b). Важными сценарными переменными выступают также цены на нефть и углерод. Самый высокий прогноз дает сочетание высоких темпов роста ВВП и численности населения с низкими ценами на нефть при учете зависимости темпов роста ВВП от доли затрат на энергию в ВВП. Самый низкий прогноз дает сочетание низких темпов роста ВВП и численности населения с высокими ценами на нефть и углерод. Остальные сочетания сценарных условий дают траектории выбросов, находящиеся между двумя описанными границами.

⁴ Как было показано в: Башмаков, 2006b, на примере энергии и труда, в конечном счете технический прогресс позволяет не столько заменять один производственный фактор другими, сколько заменять подорожавший фактор низкого качества тем же фактором более высокого качества. Качество измеряется производительностью фактора, которая в долгосрочном плане растет ровно настолько, насколько повышается его цена.

⁵ Чем ниже проходит прямая линия из начала координат на рисунке 2, тем выше доля расходов на энергию.

⁶ http://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Environmental_tax_ statistics#Environmental_taxes_in_the_EU

⁷ При этом средняя доля расходов на энергию в Дании была ниже, чем в Исландии (см. рис. 2).

⁸ Речь идет только об энергетическом использовании топлива. Объем углеводородов, используемых в качестве сырья для нефте- и газохимии, будет устойчиво расти.

⁹ https://www.reuters.com/article/climatechange-summit-worldbank/world-bank-says-w cease-financing-upstream-oil-and-gas-after-2019-idUSL8NlOC3G0

¹⁰ К Альянсу против угля (The Powering Past Coal Alliance, PPCA) уже присоединились 34 государства, региона и города и 24 компании (http://tass.ru/plus-one/4823492).

¹¹ Вторая половина роста — это эффект рыночных реформ 1990-х — начала 2000-х годов.

¹² Россия в эти годы объективно столкнулась с демографическими проблемами, но часть проблем — технологическое отставание, структурная ограниченность роста, невысокий уровень конкуренции и низкая эффективность использования ресурсов, снижение качества государственного управления при росте вмешательства государства в экономику — усугублялась ее сырьевой ориентацией.

¹³ По оценкам Б. Титова и А. Широва (2017), чтобы вернуть утерянные в эти годы позиции, ВВП России должен расти на 5% в год в следующие 10 лет.

¹⁴ Похожая оценка — 79 млрд долл. в год — получена нами на модели «RUS-DVA».

¹⁵ Нельзя согласиться с Г. Идрисовым и др. (2017) в том, что для России «долговременная стагнация — не самый актуальный вызов». По нашему мнению, это именно актуальный и реальный вызов. От параметров развития экономики зависит не только рост благосостояния, но и возможность сократить технологическое отставание, повысить роль России в мировой экономике и формировать необходимые ресурсы для защиты национальных интересов.

¹⁶ Параметры высокой и растущей капиталоемкости экспортно-сырьевой модели развития России приведены в: Замараев, Маршова, 2017.

¹⁷ В работе: Entov, Lugovoy, 2013, его вклад был оценен на уровне 0,6% в 1991-2010 гг. (для промышленности — 0,8-0,9%). По оценкам в: Timmer, Voskoboynikov, 2016, он составлял 1% в 1974-1985 гг. и 1,79% в 2009-2012 гг., а Центр стратегических разработок считает, что в 2008-2017 гг. его вклад был отрицательным (-0,68%) (см.: Идрисов и др., 2017).

¹⁸ Оценки многофакторной производительности в основном получены на двухфакторных моделях (труд и капитал) для агрегированных показателей добавленной стоимости. Они традиционно для экономических исследований такого рода игнорируют эффективность использования энергии и материалов, повышение которой может существенно влиять на параметры динамики добавленной стоимости за счет снижения издержек, которые формируют около 50% стоимости валового выпуска.

¹⁹ В работе: Башмаков, Мышак, 2012, была предложена система учета энергоэффективности. Она использовалась Минэнерго РФ на протяжении двух лет. Затем в результате практического отказа от реализации политики повышения энергоэффективности эта система правительством не была востребована. В 2016 г. автор руководил коллективом из 35 ведущих специалистов-экологов, которые подготовили доклад Госсовету РФ «Об экологическом развитии Российской Федерации в интересах будущих поколений» (М.: Кремль, декабрь 2016 г.). В нем было показано, что комплексным показателем, определяющим уровень антропогенной нагрузки на окружающую среду, выступает материалоемкость экономики. На долю добычи, производства, переработки и транспортировки природных ресурсов приходится 76% выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, 77% сбросов загрязненных сточных вод, 87% выбросов парниковых газов и 97% формирования отходов. В России добыча материалов (топлива, руд металлов и сырья для строительных материалов, а также биомассы) превысила 2,4 млрд т в год. По оценкам ООН, материалоемкость ВВП России на 40% выше среднемировой; в 4,2-4,5 раза выше, чем в США и Германии; в 7,6 раза выше, чем в Японии, но в 3 раза ниже, чем в Китае. Более половины добываемых природных ресурсов и сопряженных с этим выбросов, сбросов и отходов прямо (экспорт сырья без переработки) или косвенно (экспорт продуктов, произведенных с низким уровнем обработки) определяется сырьевой ориентацией российского экспорта. Уход от нее позволит существенно снизить материалоемкость, а вместе с ней кардинально уменьшить негативную нагрузку на окружающую среду. В составе извлекаемых природных ресурсов более половины приходится на топливо. Повышение эффективности использования топлива и энергии, а также материалов — ключевой фактор роста эффективности экономики и снижения нагрузки на окружающую среду. Однако, в отличие от многих стран, в России не ведется учет ни материалоемкости, ни эффективности использования природных ресурсов. Нам неизвестна также официальная налаженная система мониторинга капиталоемкости. Неясно, как в таких условиях можно эффективно решать задачи повышения совокупной эффективности российской экономики.

²⁰ https://www.navigantresearch.com/

²¹ Существуют разные прогнозы. Согласно PwC (2017), России до 2050 г. удастся сохранять 6-е место в мире по размеру экономики (ВВП по ППС). Согласно другим прогнозам, развитие экономики России окажется одним из самых медленных в мире, и она к 2032 г. будет занимать только 17-е место в списке крупнейших экономик, пропустив вперед Турцию и Испанию (WELT, 2018).

Список литературы / References

Башмаков И. А. (1988). О причинах падения и перспективах динамики цен на нефть // Мировая экономика и международные отношения. № 1. С. 123 — 133. [Bashmakov I. А. (1988). On the factors behind the oil price drop and the evolution perspectives. Mirovaya Ekonomika і Mezhdunarodnye Otnosheniya, No. 1, pp. 123 — 133. (In Russian).]

Башмаков И. (2006a). Ненефтегазовый ВВП как индикатор динамики российской экономики // Вопросы экономики. № 5. С. 78 — 86. [Bashmakov I. (2006а). Non-oil-and-gas GDP as an indicator of economic dynamics in Russia. Voprosy Ekonomiki, No. 5, pp. 78 — 86. (In Russian).]

Башмаков И. (2006b). Цены на нефть: пределы роста и глубины падения // Вопросы экономики. № 3. С. 28 — 41. [Bashmakov I. (2006b). Oil prices: Limits to growth and the depth of falling. Voprosy Ekonomiki, No. 3, pp. 28 — 41. (In Russian).] Башмаков И. (2011). Будет ли экономический рост в России в середине XXI века? // Вопросы экономики. № 3. С. 20 — 39. [Bashmakov I. (2011). Will Russia have economic growth in mid-XXI century? Voprosy Ekonomiki, No. 3, pp. 20 — 39. (In Russian).]

Башмаков И. (2016). «Экономика постоянных» и длинные циклы динамики цен на энергию // Вопросы экономики. № 7. С. 36 — 63. [Bashmakov I. (2016). 'Economics of constants' and the long cycles of energy prices dynamics. Voprosy Ekonomiki, No. 1, pp. 36 — 63. (In Russian).]

Башмаков И. A. (2018). Налог на углерод в системе налогов на энергию и экологических налогов // Экологический вестник России. № 3. С. 12—24. [Bashmakov I. А. (2018). Carbon tax as part of energy and environmental taxation. Ekologicheskiy Vestnik Rossii, No. 3, pp. 12—24. (In Russian).]

Башмаков И., Мышак A. (2012). Факторный анализ эволюции российской энергоэффективности: методология и результаты // Вопросы экономики. № 10. С. 117—131. [Bashmakov I., Myshak А. (2012). Factor analysis of evolution of Russian energy efficiency: Methodology and outcomes. Voprosy Ekonomiki, No. 10, pp. 117-131. (In Russian).]

Гурвич Е. (2010). Нефтегазовая рента в российской экономике // Вопросы экономики. № И. С. 4—24. [Gurvich Е. (2010). Oil and gas rent in the Russian economy. Voprosy Ekonomiki, No. 11, pp. 4—24. (In Russian).]

Замараев Б., Маршова Т. (2017). Инвестиционные процессы и структурная перестройка российской экономики // Вопросы экономики. № 12. С. 40 — 62. [Zamaraev В., Marshova Т. (2017). Investment processes and the Russian economy restructuring. Voprosy Ekonomiki, No. 12, pp. 40 — 62. (In Russian).]

Идрисов Г., May В., Божечкова A. (2017). В поисках новой модели роста // Вопросы экономики. № 12. С. 5—23. [Idrisov G., Mau V., Bozhechkova А. (2017). Searching for a new growth model. Voprosy Ekonomiki, No. 12, pp. 5—23. (In Russian).]

ИНЭИ РАН, АЦ при Правительстве РФ (2016). Прогноз развития энергетики мира и России 2016 / Под ред. А. А. Макарова, Л. М. Григорьева, Т. А. Митровой. Москва. [Institute of Energy Studies, RAS, Analytical Center under the Government of RF (2016). The forecast of world and Russia's energy sector development 2016. Ed. by A. A. Makarov, L. M. Grigoryev, T. A. Mitrova. Moscow. (In Russian).]

Кудрин А., Гурвич E. (2014). Новая модель роста для российской экономики // Вопросы экономики. № 12. С. 4 — 36. [Kudrin A., Gurvich Е. (2014). A new growth model for the Russian economy. Voprosy Ekonomiki, No. 12, pp. 4 — 36. (In Russian).]

Маневич В. (2017). Альтернативные стратегии преодоления стагнации и «новая модель роста» российской экономики // Вопросы экономики. № 8. С. 121 — 137. [Manevitch V. (2017). Alternative strategies of overcoming stagnation and a "new growth model" of the Russian economy. Voprosy Ekonomiki, No. 8, pp. 121 — 137. (In Russian).]

Титов Б., Широв A. (2017). Стратегия роста для России // Вопросы экономики. № 12. С. 24-39. [Titov В., Shirov А. (2017). Strategy of growth for Russia. Voprosy Ekonomiki, No. 12, pp. 24 — 39. (In Russian).]

Павлов П., Каукин A. (2017). Импортозамещение товаров инвестиционного назначения в России // Вопросы экономики. № 8. С. 92 — 103. [Pavlov P., Kaukin А. (2017). Import substitution of investment goods in Russia. Voprosy Ekonomiki, No. 8, pp. 92-103. (In Russian).]

ACEEE (2017). Energy efficiency — jobs and investments. Washington, DC: American Council for an Energy-Efficient Economy.

Andersen M. S. (2010). Europe's experience with carbon-energy taxation. S.A.P.I.E.N.S., Vol. 3, No. 2, pp. 1-11.

Andersen M. S. (2016). Carbon pollution pricing — a pan-European perspective. Paper presented at the Conference on "Carbon pollution taxes: A conversation with international experts", Vermont College of Fine Arts, Montpelier, January 12.

Bashmakov I. (2007). Three laws of energy transitions. Energy Policy, Vol. 35, No. 7, pp. 3583-3594.

Bashmakov I. (2018). The first law of energy transitions and carbon pricing trap. The International Journal of Energy Environment and Economics, [forthcoming].

Bashmakov I., Grubb M. (2016). 'Minus one' and energy costs constants. Paper presented at the XVII April International Academic Conference on Economic and Social Development, National Research University Higher School of Economics, Moscow, April 19-22. Moscow: HSE Publ.

Bashmakov I., Grubb M., Drummond P., Lowe R., Myshak A. (2018). 'Minus Г and energy costs constants: Empirical evidence, theory and policy implications. Energy Policy, [forthcoming].

Bolinger M., Seel J., Hamachi LaCommare K. (2017). Utility-scale solar 2016. An empirical analysis of project cost, performance, and pricing trends in the United States. Lawrence Berkeley National Laboratory, September.

BP (2018). BP energy outlook.

Carbon Pricing Leadership Coalition (2017). Report of the high-level commission on carbon prices. May 29.

Chandler W., Shiping С., Gwin Н., Ruosida L., Yanjia W. (2014). China's future generation. Assessing the maximum potential for renewable power sources in China to 2050. WWF Report, February.

CNPC (2017). Energy outlook 2050. CNPC Economics & Technology Research Institute.

DNV GL (2017). Energy transition outlook. 2017: A global and regional forecast of the energy transition to 2050.

EIA (2017). International energy outlook 2017. U.S. Energy Information Administration.

Enerdata (2017). Global energy scenarios to 2040.

Entov R. M., Lugovoy О. V. (2013). Growth trends in Russia after 1998. In: S. Weber, M. V. Alexeev (eds.). The Oxford handbook of the Russian economy. Oxford: Oxford University Press, pp. 132 — 160.

Eurelectric (2017). Vision for the European electricity industry.

ExxonMobil (2017). Outlook for energy. 2017.

Fizaine F., Court V. (2016). Energy expenditure, economic growth, and the minimum EROI of society. Energy Policy, Vol. 95, pp. 172 — 186.

Ørsted (2017). Green energy barometer. Prepared by Edelman Intelligence.

Grubb M., Bashmakov I., Drummond P., Myshak A., Hughes N., Biancardi A., Agnolucci P., Lowe R. (2018). Minus 1: Empirics, theory and implications of the 'Bashmakov—Newberу range of energy expenditure\ Final report to the Institute of New Economic Thought (INET), available on https://www.ucl. ac.uk/bartlett/sustainable/.

IEA (2016a). Energy efficiency. Market report. Paris: International Energy Agency.

IEA (2016b). World energy outlook 2016. Paris: International Energy Agency.

IEA (2017a). World energy balances. 2017. Paris: International Energy Agency.

IEA (2017b). World energy outlook 2017. Paris: International Energy Agency.

IEA (2017c). Energy technology perspectives 2017. Catalysing technology transformations. Paris: International Energy Agency.

IEEJ (2017). Outlook 2018. Prospects and challenges until 2050. Energy, environment and economy. Tokyo: Institute of Energy Economics Japan.

IMF (2017). World economic outlook: Seeking sustainable growth — short-term recovery, long-term challenges. Washington, DC: International Monetary Fund.

Jacobson M. Z. et al. (2017). 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS). All-sector energy roadmaps for 139 countries of the world. Joule, No. 1, pp. 108-121, September 6.

King C. (2015). Comparing world economic and net energy metrics, Part 3: Macro-economic historical and future perspectives. Energies, Vol. 8, pp. 12997—13020.

Li M. (2017). World energy 2017—2050: Annual report. Department of Economics, University of Utah.

Makarov I., Chen Y.-H. H., Paltsev S. (2017). Finding itself in the post-Paris world: Russia in the new global energy landscape. Joint Program Report Series, No. 324.

Murphy D. J., Hall C. A. S. (2011). Adjusting the economy to the new energy realities of the second half of the age of oil. Ecological Model, Vol. 223, pp. 67—71.

OECD (2012). Looking to 2060: Long-term global growth prospects. A going for growth report (OECD Economic Policy Paper No. 03). Paris: OECD Publishing.

OECD (2016a). Environmentally-related taxes. Taxes on energy use. Paris: OECD Publishing.

OECD (2016b). Effective carbon rates: Pricing C0₂ through taxes and emissions trading systems. Paris: OECD Publishing.

OECD (2017). GDP long-term forecast (indicator). Paris: OECD Publishing.

OPEC (2017). World oil outlook 2040. Vienna: OPEC Secretariat.

PwC (2017). The long view: How will the global economic order change by 2050? PricewaterhouseCoopers.

REN21 (2017). Renewables 2017. Renewables global futures report: Great debates towards 100% renewable energy. Paris: REN21 Secretariat.

Statoil (2017). Energy perspectives 2017: Long-term macro and market outlook. Press seminar, Oslo, 8 June.

The Economist (2015). Long-term macroeconomic forecasts. Key trends to 2050.

The Economist Intelligence Unit Limited. Timmer M., Voskoboynikov I. B. (2016). Is mining fuelling long-run growth in Russia? Industry productivity growth trends in 1995—2012. In: D. Jorgenson, M. P. Timmer, К. Fukao (eds.). Growth and stagnation in the world economy. Cambridge: Cambridge University Press, pp. 281 — 318.

UN (2017). World population prospects: The 2017 revision. United Nations, Department of Economic and Social Affairs, Population Division.

WELT (2018). World economic league table 2018. London: Centre for Economics and Business Research; Global Construction Perspectives.

Wiser R., Mills A., Seel J., Levin Т., Botterud A. (2017). Impacts of variable renewable energy on bulk power system assets, pricing, and costs. Lawrence Berkeley National Laboratory and Argonne National Laboratory.

World Bank, Ecofys, Vivid Economics (2017). State and trends of carbon pricing. Washington, DC.