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.

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].

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»).

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.

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).

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).

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.

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).

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).

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.