Министерство Энергетики

Низкоуглеродная перестройка электроэнергетики России до 2035 года: потенциал снижения эмиссии СО2 и его «цена» для потребителя

Федор ВЕСЕЛОВ
Заместитель директора
ИНЭИ РАН, к. э. н.
e-mail: erifedor@mail.ru

Андрей СОЛЯНИК
Научный сотрудник отдела
научных основ развития систем энергетики ИНЭИ РАН, к. э. н.
e-mail: andsolyanik@yandex.ru

Людмила УРВАНЦЕВА
Старший научный сотрудник отдела научных основ развития систем энергетики ИНЭИ РАН
e-mail: erifedor@mail.ru

Введение

В последние 10–15 лет одной из центральных тем в мировой политике и энергетике стала так называемая «климатическая повестка», связанная с необходимостью ограничения негативного антропогенного влияния на окружающую среду, прежде всего – темпов сдерживания глобального потепления. Ключевой целью борьбы с изменением климата является предотвращение экстремального повышения среднемировой температуры до уровня свыше 2 °C от доиндустриального уровня. Парижское соглашение по климату, ратифицированное почти всеми странами-­членами ООН (включая Россию), предусматривает для каждой из них в различном виде количественные обязательства по сдерживанию роста или снижению эмиссии парниковых газов. Эти обязательства должны каждые 5 лет пересматриваться странами в сторону их все большего ужесточения на последующий период. Более того, уже 48 стран мира, ответственных за 46 % глобальных выбросов парниковых газов, в том или ином виде установили цель по достижению углеродной нейтральности своих экономик к 2050–2060 гг. [1].
В процессах декарбонизации особое внимание уделяется электроэнергетике по нескольким причинам. В большинстве стран электроэнергетика является одним из крупнейших потребителей органического топлива (местного или импортируемого), и в то же время она обладает уникальными техническими возможностями по использованию разного рода безуглеродных энергоресурсов (атомной, гидро-, ветровой, солнечной энергии, биомассы). При этом научно-­технический прогресс открывает все больше возможностей для использования электричества взамен традиционного топлива в промышленности, коммунальном хозяйстве, транспорте.
В последние 10–20 лет ряд государств (особенно – экономически развитых) ведут целенаправленную технологическую перестройку электроэнергетики, снижая углеродную интенсивность производства электроэнергии, прежде всего за счет развития генерации из возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Суммарный объем мировых инвестиций в возобновляемые источники энергии за прошедшее десятилетие оценивается в 2,6 трлн долларов [2]. При этом ряд российских и зарубежных экспертов справедливо указывают на риски избыточного роста тарифов на электроэнергию и тепло в условиях энергоперехода – с соответствующим негативным влиянием на темпы роста национальной экономики и уровень благосостояния населения [3, 4].
Россия в настоящее время находится лишь в начале масштабной технологической трансформации национальной электроэнергетики. Эти изменения, с одной стороны, должны, как и во всех крупных странах мира, обеспечить заметный вклад отрасли в снижение выбросов парниковых газов. С другой стороны, при любых изменениях необходимо сохранить устойчивость социально-­экономического развития страны, рост экономики и жизненного уровня населения. В этой связи представляется важным оценить экологические и ценовые последствия уже принятых решений по изменениям в структуре генерирующих мощностей на ближайшие 15 лет, до 2035 года.

Анализ целевых показателей развития электроэнергетики и их вклада в реализацию климатической повестки

Оценивая экономику России с точки зрения климатической повестки, нельзя не отметить уникальное по своему объему снижение абсолютных объемов эмиссии парниковых газов в течение последнего десятилетия XX века, достигнутое ценой сильнейших социальных и экономических потрясений. К 2000 году общий объем эмиссии парниковых газов (с учетом вклада землепользования и лесного хозяйства) снизился на 55 %, и даже в настоящее время, с учетом накопленного экономического роста, он составляет всего 53 % от уровня 1990 г.
Однако общий объем выбросов СО2, связанных со сжиганием топлива (из которого около 40 % приходится на электростанции), снизился в меньшей степени, и в 1998 году составлял 65 % от уровня 1990 года (к 2019 году вырос до 75 %). По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в 2019 году по удельному показателю выбросов СО2 на единицу ВВП (около 1,1 кг СО2/долл. 2015 года) Россия остается среди худших экономик мира, уступая не только США и Евросоюзу (по 0,2 кг СО2/долл. 2015 года), но также Китаю и Индии (0,7 и 0,9 кг СО2/долл. 2015 года).
При этом электроэнергетика страны, в силу структуры потребляемых энергоресурсов (55 % потребляемых энергоресурсов приходится на газ, еще 25 % на безуглеродные источники, прежде всего, АЭС и ГЭС), характеризуется достаточно низким уровнем удельной эмиссии СО2 при производстве электроэнергии. Расчеты, выполненные на основе статистики МЭА [5], показывают, что сейчас он составляет порядка 250 г СО2/кВт·ч. Это сопоставимо с европейским (230 г СО2/кВт·ч) и заметно ниже, чем в среднем по миру (440 г СО2/кВт·ч), в США (400 г СО2/кВт·ч) или Китае (540 г СО2/кВт·ч).
Масштабы и темпы дальнейшего снижения углеродной интенсивности в российской электроэнергетике прямо связаны с национальными целями низкоуглеродного развития в средне- и долгосрочной перспективе и стратегиями их достижения. На среднесрочную перспективу, согласно указу президента РФ, уровень эмиссии парниковых газов в России к 2030 году не должен превысить 70 % от уровня 1990 года. С учетом более низкого фактического объема выбросов такая цель еще не делает климатическую повестку доминантой при реализации экономической и энергетической политики в стране.
Правила Парижского соглашения по климату, подписанного и Россией, обязывают всех стран-­участниц регулярно пересматривать свои обязательства по эмиссии парниковых газов в сторону их еще большего ужесточения. Это означает, что на горизонте за 2030 годом наша страна должна будет заявлять все более и более амбициозные цели по снижению объемов выбросов. Для этого разрабатывается стратегия долгосрочного развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 (2060) года, утверждение которой планируется в 2021 году. Однако в существующем виде она определяет лишь общие тенденции и объемы снижения выбросов парниковых газов, в то время как для выстраивания конкретной системы действий по декарбонизации и сопутствующих экономических и регуляторных механизмов необходима детализация прогнозных объемов снижения эмиссии по секторам экономики, включая и электроэнергетику, исходя из прогнозных изменений структуры всего топливно-­энергетического баланса. Такая неопределенность, конечно же, сдерживает возможности системно подойти к формированию сценариев низкоуглеродного развития электроэнергетики как одного из крупнейших эмитентов парниковых газов, используя все имеющиеся технологические возможности, включая повышение энергоэффективности в теплоэнергетике, развитие теплофикации, увеличение доли атомной, гидро- и возобновляемой энергетики, адаптацию электросетевого комплекса к новой структуре генерирующих мощностей.

Нововоронежская АЭС
Источник: rosenergoatom.ru

В настоящее время целевые показатели развития электроэнергетики, которые можно соотнести с низкоуглеродными задачами, определены разрозненно, лишь для некоторых секторов (и не всегда однозначно) в различных документах стратегического планирования и правительственных решениях.
В наименьшей степени показатели участия определены для АЭС и ГЭС. При общем понимании ключевой роли атомной энергетики в декарбонизации в принятой в 2017 году генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, доля АЭС в общем производстве электроэнергии снижается до 18,5 % к 2035 году [6]. В настоящее время обсуждается вопрос о повышении к 2045 году доли АЭС до 25 % от общего производства. Возможности для такого «рывка» во многом определяются готовностью энергомашиностроительного комплекса для атомной энергетики, с учетом уже имеющихся обязательств по строительству АЭС за рубежом. В отношении ГЭС пока отсутствуют четкие показатели по эффективному увеличению доли гидрогенерации в восточных районах страны, в том числе и для частичного замещения электроэнергии от угольных ТЭС.
В отношении тепловых электростанций целевым показателем, отражающим их энергоэффективность и прямо влияющим на уровень выбросов парниковых газов, является удельный расход условного топлива (УРУТ). В настоящее время энергетической стратегией РФ [7] предусматривается, что средневзвешенный УРУТ на ТЭС снизится к 2035 году до 255,6 г у. т./кВт·ч (то есть примерно на 13 % относительно уровня 2019 года).
Еще одним важным фактором декарбонизации в электроэнергетике является изменение доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в структуре производства электроэнергии. В настоящее время правительством обновлен целевой показатель по вкладу ВИЭ-электростанций в суммарное производство электроэнергии: в 2035 году их доля должна вырасти до 6 % [8].

Оценка масштабов низкогулеродной трансформации структуры генерирующих мощностей в России

Количественная оценка условий достижения существующих целевых показателей развития электроэнергетики, связанных с энергопереходом, была выполнена в ИНЭИ РАН в ходе параметрического моделирования изменений в структуре генерирующих мощностей в ЕЭС России при заданном росте к 2035 году объемов производства электроэнергии до 1305 млрд кВт·ч (на 22 % относительно уровня 2018 года). В результате были оценены объемы обновления действующей и ввода новой генерирующей мощности разных типов электростанций, обеспечивающие достижение к 2035 году различного уровня удельных расходов условного топлива в тепловой генерации или заданной доли ВИЭ в производстве электроэнергии, а также одновременного достижения двух целевых условий для топливной и возобновляемой энергетики.
Сформированный базовый вариант (Б) учитывает при этом развитие ВИЭ-электростанций в объемах действующих программ поддержки (ДПМ ВИЭ до 2024 и 2035 гг.), а также модернизацию тепловой генерации без технологических прорывов, преимущественно за счет некапиталоемких проектов замены отдельных элементов оборудования ТЭС, а не комплексной замены более энергоэффективным оборудованием. Тем не менее, даже такие технологически консервативные решения вместе с имеющимся потенциалом для оптимизации топливной эффективности существующих ТЭС, в том числе теплофикационных [9], позволят заметно снизить средний удельный расход топлива с нынешних 300 до 281 г у. т./кВт·ч к 2035 году.
Далее были рассмотрены еще три варианта развития отрасли (Т1-Т3) с разной интенсивностью обновления мощностей ТЭС и, как следствие, динамикой удельного расхода топлива (таблица 1). При этом в варианте Т3 достигается предусмотренное энергетической стратегией значение удельного расхода топлива (255 г у. т./кВт·ч). Данные варианты предполагают поступательный рост масштабов комплексной замены оборудования ТЭС (для газомазутных блоков – с переходом от паросилового к парогазовому циклу с соответствующим ростом эффективности использования топлива). Подробный анализ изменений в технологической структуре тепловых электростанций по этим вариантам представлен в [10].

Таблица 1.
Сравнение достигаемых показателей энергоэффективности на ТЭС и доли новой и обновляемой мощности в теплоэнергетике в период по 2035 года

Полученная зависимость снижения удельных расходов топлива от масштаба обновления мощностей ТЭС является достаточно четкой (рис. 1); при этом для достижения целевого значения удельных расходов потребуется замена технологически прогрессивным оборудованием более чем 50 % действующих мощностей ТЭС (т. е. значительно больше, чем предусмотрено в рамках действующей программы поддержки проектов модернизации ТЭС «КОМ–МОД»).

Рис. 1.
Зависимость динамики УРУТ ТЭС от масштабов их технологического обновления

Аналогично, были рассмотрены четыре варианта (В1-В4) развития возобновляемой энергетики, различающихся долей ВИЭ-электростанций в суммарном объеме производства электроэнергии в России к 2035 году и, соответственно, объемами ввода новых мощностей ветряных и солнечных электростанций (таблица 2). Важно отметить, что из-за небольшого коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ВИЭ-электростанций их доля в структуре генерирующих мощностей оказывается выше, чем в структуре производства электроэнергии.

Таблица 2.
Характеристика вариантов развития электроэнергетики с увеличением доли ВИЭ в структуре производства электроэнергии

Если доля возобновляемой энергетики в 2 % выработки электроэнергии (вариант В1) достижима уже при мощности ВИЭ-электростанций в 25,5 ГВт, то для целевых масштабов ее развития (6 % суммарной выработки, вариант В4) необходимая мощность составляет 36 ГВт. В результате, доля ВИЭ в суммарной установленной мощности электростанций России превысит 12 %. Следствием низкого КИУМ станет и незначительное снижение удельного расхода топлива тепловых электростанций. В целом, зависимость доли ВИЭ в производстве электроэнергии от масштабов ввода таких электростанций также получилась практически линейной (рис. 2).

Рис. 2.
Зависимость доли ВИЭ в производстве электроэнергии в целом по РФ от ввода их мощности

Анализ ценовых последствий низкоуглеродной трансформации электроэнергетики России

Выполненные результаты параметрического анализа показывают, что для достижения уже утвержденных целевых показателей в электроэнергетике, способствующих снижению эмиссии парниковых газов, необходимо серьезно нарастить интенсивность инвестиционной деятельности.
Даже базовый вариант развития электроэнергетики (Б) потребует большого объема ввода новых мощностей – около 100 ГВт к 2035 г. (рис. 3). Из этого объема свыше 70 % приходится на долю ТЭС. Примерно 30 ГВт будет введено по уже утвержденной Правительством РФ программе модернизации ТЭС. Еще свыше 40 ГВт составят объемы замены ТЭС (большей частью – на базе высокоэффективных газотурбинных технологий), а также строительство новых тепловых электростанций для удовлетворения прироста электропотребления. Вводы мощности новых АЭС и ВИЭ составят, соответственно, 12,5 и 10,6 ГВт. Общий объем инвестиций генерации до 2035 г. достигнет 8,3 трлн руб­лей (рис. 4).

Рис. 3.
Динамика и структура вводов и модернизации мощности
по типам электростанций за период до 2035 г., ГВт
Рис. 4.
Динамика и структура инвестиций по типам электростанций за период до 2035 г., трлн руб­лей в ценах 2019 г.

В варианте Т3 меняется структура инвестиционных решений в тепловой генерации – объемы замены и новых вводов ТЭС увеличиваются до 78 ГВт при снижении объемов мелкоузловой модернизации действующих энергоблоков ТЭС до 6 ГВт. Однако ввиду гораздо более высокой капиталоемкости мероприятий по полной замене оборудования ТЭС, объем инвестиций в варианте Т3 вырастет до уровня в 10 трлн руб­лей (из них 2/3 приходятся на долю тепловой генерации).
В варианте В4 структура инвестиционных решений в тепловой генерации соответствует базовому варианту, однако заметно более динамично развивается сегмент ВИЭ. Вводы последних в этом варианте превысят 34 ГВт против 10,6 в базовом. Объем инвестиций в ВИЭ составит 2,4 трлн руб­лей против 0,8 трлн в базовом, а суммарный объем инвестиций всей генерации вырастет до 9,8 трлн руб­лей.
Для оценки требуемых экономических условий, необходимых для совместного достижения двух целевых показателей (по снижению УРУТ ТЭС и увеличению доли ВИЭ) был рассмотрен также вариант ТВ4 (таблица 3). Эти варианты в совокупности показывают диапазон возможных стратегий по снижению удельной эмиссии СО2 в электроэнергетике (за счет модернизации ТЭС, развития безуглеродной генерации либо сочетания этих двух путей) и позволяют оценить соответствующие экологические и экономические последствия.

Таблица 3.
Характеристика исследуемых стратегий снижения
углеродного следа отрасли за счет развития ВИЭ и/или модернизации тепловой генерации

В варианте ТВ4 сочетание инвестиционных решений в сфере глубокого обновления тепловой генерации и развития безуглеродных технологий приводит к росту объема вводов мощности до 130 ГВт (почти на треть выше уровня базового варианта), а суммарный объем отраслевых инвестиций достигнет 11,5 трлн руб­лей.
Оценки производственных и инвестиционных параметров развития по отдельным типам электростанций позволяют проанализировать и ценовые последствия разных вариантов технологической перестройки электроэнергетики, определив цену перехода к низкоуглеродной электроэнергии для конечных потребителей. Инструментом такого ценового анализа являются разработанные в ИНЭИ РАН финансово-­экономические модели отрасли и ее технологических сегментов (тепловая, атомная и гидрогенерация, ВИЭ, а также сетевой комплекс). Данные модели позволяют определить объемы необходимой валовой выручки (НВВ) каждого из этих сегментов (и отрасли в целом) на базе исходных производственных и инвестиционных показателей их развития и внешних макроэкономических индикаторов. Описание этой системы моделей можно найти в работе [11].
Расчеты показали, что необходимая валовая выручка генерации даже в базовом варианте вырастет примерно на 20 % относительно текущего уровня и достигнет 3,6 трлн руб­лей в ценах 2019 года (рис. 5).

Рис. 5.
Структура необходимой валовой выручки генерации в 2035 г., млрд руб­лей в ценах 2019 г.

Этот прирост почти равными долями делится между инвестиционной компонентой и топливными затратами (последние растут за счет увеличения выработки электроэнергии в период с 2020 по 2035 г.). В вариантах Т3 и В4 дополнительный (относительно базового) прирост необходимой выручки относительно уровня 2019 г. составит около 28–29 %, при этом доля топливных затрат в структуре необходимой валовой выручки снизится, а инвестиционных – вырастет. Наконец, вариант ТВ4 приведет к росту необходимой валовой выручки генерации до 4,1 трлн руб­лей (+35 % к 2019 году).
Динамика изменения необходимой выручки отрасли является базой для расчета необходимого уровня цены производства, который можно соотнести с уровнем одноставочной цены электроэнергии (с учетом мощности). Расчетная цена производства должна обеспечить достаточный, но вместе с тем, не избыточный финансовый ресурс для каждого из рассмотренных типов электростанций (с учетом их производственной и инвестиционной программы, а также допустимых объемов привлечения заемного капитала, не приводящих к ухудшению финансовой устойчивости). На рис. 6 представлена цена производства (необходимая оптовая цена) электроэнергии, соответствующая каждому из рассмотренных вариантов изменения структуры генерирующих мощностей, а также достигаемый при этом уровень удельных выбросов СО2 (оба значения даны в процентах относительно текущего уровня).

Рис. 6.
Цена и углеродная интенсивность производства электроэнергии в 2035 году, в% от отчетного года (2018 г. = 100 %)

Даже в базовом варианте развития отрасли сравнительно некапиталоемкие мероприятия по обновлению действующих станций обеспечивают снижение удельных выбросов СО2 на 7 % относительно уровня 2018 г. Однако при этом абсолютный объем эмиссии увеличивается на 15 % в сравнении с 2018 годом. Важно подчеркнуть, что этот вариант является единственным из рассмотренных, позволяющим удерживать рост оптовой цены электроэнергии в пределах инфляции (т. е. нулевой реальный рост).
Варианты Т3 и В4 близки по экологическим последствиям, обеспечивая снижение удельных выбросов СО2 на 13–15 % относительно уровня 2018 г. При этом абсолютный уровень эмиссии остается выше отчетного на 8–9 %. Реализация этих вариантов потребует увеличения оптовой цены электроэнергии на 6–10 % к 2035 году (в реальном выражении). Вариант ТВ4 обеспечивает наибольшее снижение удельных выбросов СО2 при производстве электроэнергии (почти на 20 %), но его реализация потребует еще большего роста цены электроэнергии – на 17 % в реальном выражении к 2035 году. Но и в этом случае абсолютный объем эмиссии СО2 от электростанций лишь приблизится к отчетному (превышение всего на 4 %).
Таким образом, расчеты показывают, что достижение к 2035 году установленных на настоящий момент целевых показателей в части энергоэффективности ТЭС и развития неуглеродной энергетики позволит лишь стабилизировать уровень выбросов СО2 в электроэнергетике, но даже этот результат потребует выхода за существующие параметры ценовой политики в отрасли. Это, в свою очередь, подтверждает важность согласования тех или иных целевых показателей в отношении глубины декарбонизации в электроэнергетике, темпов ее перехода на низкоуглеродный путь развития, технологических приоритетов такого перехода с оценкой того, какую предельную цену готова платить экономика в целом и разные группы потребителей в частности за эти изменения.

Заключение

Проведенный анализ показал необходимость комплексного, системного подхода к технико-­экономическому обоснованию целевых параметров трансформации структуры генерирующих мощностей, включая все сегменты тепловой, атомной, гидро- и возобновляемой энергетики, которые бы обеспечили развитие электроэнергетики, согласованное с долгосрочными национальными целями реализации климатической повестки. Эта задача может быть решена при актуализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и энергетической стратегии, где развитие отрасли должно быть согласовано с приоритетами низкоуглеродной перестройки всего топливно-­энергетического баланса страны и регионов.
Реализация уже принятых решений по повышению энергоэффективности ТЭС и развитию возобновляемой энергетики позволяет добиться к 2035 году заметного (на 20 %) снижения удельной эмиссии СО2 от электростанций за счет замены оборудования на более чем половине мощностей ТЭС и быстрого роста ВИЭ-электростанций до 12 % от установленной мощности в ЕЭС России. Однако соответствующий рост капиталовложений не будет в полной мере компенсироваться экономией топливных затрат, что в итоге будет оказывать серьезное влияние на рост цены производства электроэнергии (необходимой оптовой цены с учетом мощности), которая к 2035 году может увеличиться на 17 % в реальном выражении (сверх инфляции) даже при сохранении прежней политики сдерживания цен газа.
Полученные авторами предварительные оценки для еще более амбициозных сценариев сдерживания эмиссии СО2 в электроэнергетике показывают устойчивый рост необходимых для их реализации цен электроэнергии, даже с учетом более активного вовлечения атомной и гидрогенерации. Ценовые последствия для потребителей, растущие инвестиционные потребности отрасли и ее меняющаяся роль на внутренних рынках газа и угля – все эти межотраслевые эффекты от технологической перестройки в электроэнергетике требуют глубокой и комплексной количественной оценки макроэкономических последствий при выборе наилучших стратегических решений в рамках национальных планов по декарбонизации экономики.