Низкоуглеводная энергетика это что

«Зеленый» переход: с чего Россия начнет декарбонизацию экономики

Правительство России начинает подготовку к низкоуглеродному будущему и изучает варианты адаптации экономики к глобальному энергопереходу. Совещание с вице-премьерами на эту тему провел глава правительства Михаил Мишустин.

Рабочим группам с участием представителей различных министерств к декабрю этого года нужно проанализировать, какие отрасли и в какой степени должны быть охвачены декарбонизацией, а также подготовить прогноз по энергопереходу до 2050 года и обозначить конкретные цели до 2030 года. Решено, что деятельность рабочих групп по этому вопросу будет курировать первый вице-премьер Андрей Белоусов.

Задача стоит комплексная. Проблем много — это и международные соглашения о «двойном» углеродном налоге, и стандарты раскрытия и взаимного признания информации, и стандартизация международных подходов к учету факторов, определяющих нормативы декарбонизации. Сегодня наша страна в индексе эффективности энергетического перехода Всемирного экономического форума 2021 года не на лидирующих позициях.

Теория зеленой экономики, базирующаяся на постулатах о том, что невозможно бесконечно удовлетворять растущие потребности в условиях ограниченности ресурсов, сформировалась в конце прошлого века. Наиболее осязаемым проявлением этих подходов стал объявленный многими странами переход к низкоуглеродной — или декарбонизированной — экономике. Он предполагает внедрение технологий, позволяющих производить товары с минимальным выбросом парниковых газов, налаживание утилизации и переработки отходов, а также «зеленую» эксплуатацию зданий и сооружений.

Экономическими инструментами для перехода к низкоуглеродной экономике должны стать торговля эмиссионными квотами, углеродные налоги, государственные закупки экологичной продукции и инвестиции в экологическую инфраструктуру.

В 2019 году Еврокомиссия представила «Европейское зеленое соглашение» — документ, направленный на превращение Европы к 2050 году в первый климатически нейтральный континент с полным прекращением выбросов парниковых газов. К 2023 году ЕС планирует ввести углеродный налог на импорт продукции из тех стран, где превышены выбросы парниковых газов.

В первую очередь это скажется на российских поставках черных металлов, угля, газа и нефтепродуктов, алюминия, цемента, удобрений и продуктов нефтехимии в Европу. Второй по значимости для России экспортный рынок — Китай — в начале 2020 года объявил о целях достижения углеродной нейтральности к 2060 году и запустил торговлю квотами на выбросы.

Сейчас более половины российского экспорта приходится на топливно-энергетические товары. Потенциальные потери российского бизнеса от мирового перехода к низкоуглеродной экономике, по самым консервативным сценариям, оцениваются в десятки миллиардов долларов. Россия в 2019 году присоединилась к многостороннему Парижскому соглашению по климату и взяла на себя обязательство сократить объем парниковых выбросов к 2030 году на 25–30% от уровня 1990 года. При этом была сделана важная оговорка — с учетом максимально возможной поглощающей способности лесов.

В этом году подготовлен проект «Стратегии долгосрочного развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года». Базовый сценарий стратегии направлен на то, чтобы к 2030 году сократить углеродные выбросы до объема 67% от уровня 1990 года, а к 2050-му выйти на 64%.

Известно, что Россия — экологический «донор» планеты. Мы больше поглощаем, чем выбрасываем. Это важное конкурентное преимущество. Главное — не потерять его, научиться правильно считать и эффективно использовать. Эту норму также нельзя расценивать как возможность не снижать объем выбросов и уповать на то, что наши леса все поглотят. Пока, к сожалению, их площадь сокращается из-за частых пожаров в Сибири и на Дальнем Востоке.

Есть надежда, что уже в этом году получится запустить систему «зеленого» финансирования. У бизнеса появится возможность привлекать более дешевые деньги на модернизацию своих производств. Необходимо увеличить долю возобновляемых источников в балансе потребления электроэнергии. Сегодня она составляет около 1%, тогда как цель — 10% к 2040 году. Нужно будет развивать «чистую» генерацию — ГЭС и АЭС, модернизировать ТЭЦ (их доля в энергетике России — около 60%), многие из которых работают на угле.

Необходимо не только сокращать потребление углеводородов и экологически грязной электроэнергии, но и снижать углеродоемкость продукции — цемента, металла, нефтехимии, удобрений.

Государству, регионам и компаниям придется внедрять принципы экологического, социального и корпоративного (ESG) управления. Это тоже непросто и встречает сопротивление. Так, Sual Partners выступает против преобразования UC Rusal в Al+, хотя предполагалось, что это будет один из этапов трансформации компании для экспорта продукции с низким углеродным следом.

Например, богатая Сахалинская область может позволить себе поставить цель достичь углеродной нейтральности к 2025 году, а остальные регионы Дальнего Востока — вряд ли. Вслед за Сахалином к торговле квотами на выбросы углерода готовы приступить Нижегородская и Калининградская области. И пока это всё. Большие проблемы прогнозируются и в ныне относительно благополучных угольных регионах — таких как Кузбасс и Хакасия. Серьезным вызовом является и ситуация в сельском хозяйстве — для органического потребления без использования химикатов нужно на 35% больше земли, чем при обычном аграрном производстве.

Главное при реализации программы — не подорвать конкурентоспособность экономики и не потерять, а укрепить позиции российских компаний на мировых рынках.

Источник

Водород: эпоха возрождения?

Климатические амбиции крупнейших экономик мира на пути к низкоуглеродной энергетике заставили их снова обратиться в сторону самого легкого и самого распространенного элемента на земле — водорода. По мнению международных экспертов, водород, который имеет двухсотлетнюю историю использования, именно по причине экологической чистоты наконец имеет шансы на успех.

«Хотя за последние 50 лет водород пережил несколько волн интереса, ни одна из них не привела к устойчивому росту инвестиций и более широкому внедрению в энергетических системах. Тем не менее, недавний акцент на декарбонизацию и расширение масштабов и ускоренный рост низкоуглеродных технологий, таких как возобновляемые источники энергии, вызвал новую волну интереса к свойствам и расширению цепочки поставок водорода», — пишет в своем обзоре Goldman Sachs (GS).

Водород содержит в 2,5 раза больше энергии на единицу массы по сравнению с природным газом и бензином, но его очень низкий вес подразумевает гораздо более низкую плотность энергии на единицу объема в его газообразной форме в условиях окружающей среды.

«Водород обладает рядом ценных свойств, два из которых делают его уникальным в эпоху изменения климата:

— отмечают эксперты GS.

Зеленый, серый, бурый и голубой водород

В настоящее время производится около 70 млн тонн водорода, но лишь менее 2% производится экологически чистым способом — путем электролиза воды, когда вода разлагается на свои составляющие — водород и кислород — после подачи электрического тока. Если электроэнергия производится с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) — это «зеленый» водород, что является конечной целью экологически ответственных стран.

Однако, как водится, это наиболее дорогостоящий способ, и сейчас водород производится в основном из ископаемых источников энергии, в частности, из природного газа путем его риформинга — это «серый» водород (75%), поскольку нежелательным продуктом является СО2.

Остальной объем водорода производится путем газификации угля и называется «бурым» водородом.

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), около 6% мирового производства газа и 2% угля используется для производства водорода, что приводит к существенным выбросам парниковых газов.

Аналитики Wood Mackenzie подсчитали, что в 2017 году на мировое производство водорода приходилось больше ежегодных выбросов CO2 и других парниковых газов, чем на всю Германию и мировую судоходную отрасль — 830 млн т в год.

На пути к «зеленому» водороду выделяется понятие «голубого» водорода: если при производстве «серого» или «бурого» будут улавливаться парниковые газы за счет систем CCS (carbon capture systems).

Где используется водород

С 1975 года спрос на водород увеличился более чем в три раза — с 18 до чуть более 70 млн т в год, из них около половины — 38 млн т — потребляется в нефтепереработке, около 32 млн т — в химической промышленности для производства аммиака, еще 4 млн т потребляют другие отрасли, в частности, при производстве метанола и стали, подсчитало МЭА.

Эксперты отмечают, что водород может «обезуглеродить» ряд секторов, где это представлялось сложным осуществить, включая перевозки на дальние расстояния, химическую промышленность, а также производство чугуна и стали.

Как пишет GS, ключевые характеристики водорода (малый вес и высокая энергия на единицу массы, короткое время дозаправки, нулевые прямые выбросы при использовании возобновляемых источников энергии) делают его привлекательным кандидатом в качестве транспортного топлива.

На сегодняшний день сжатый водород используется для автомобильного транспорта (включая легковые автомобили, а также автобусы, грузовики и поезда), при этом на легковые автомобили приходится подавляющее большинство используемых электромобилей на топливных элементах. Япония, США, ЕС и Южная Корея лидируют по уровню парка FCEV, но многие другие страны недавно также установили цели по внедрению водорода в транспортном секторе.

«Конкурентоспособность автомобилей на водородных топливных элементах зависит от стоимости топливных элементов и заправочных станций, в то время как для грузовых автомобилей приоритетной задачей является снижение стоимости доставки водорода»,

Количество FCEV в мире почти удвоилось до 25210 единиц в конце 2019 года, при этом было продано 12350 новых автомобилей — почти вдвое больше, чем в 2018 году. По состоянию на конец 2019 года во всем мире работало 470 водородных заправочных станций, что на 20% больше, чем в 2018 году.

Железнодорожная отрасль уже является лидером в европейском энергетическом переходе, генерируя только 0,1% общих выбросов парниковых газов, однако водородные поезда помогут дополнительно снизить выбросы и уровень шума. Первые коммерческие поезда были представлены в 2016 году компанией Alstom, а в 2018 году они введены в эксплуатацию в Германии. Хотя они все еще находятся на ранней стадии разработки и, по данным Alstom, их первоначальные затраты на 25% выше, экологический, технический и экономический профиль делает водородные поезда привлекательными для замены парка с дизельными двигателями, считают эксперты GS.

При использовании для бытового и промышленного отопления водород можно добавлять в существующие газопроводы с наибольшим потенциалом использования в многоквартирных и коммерческих зданиях, особенно в густонаселенных городах, в то время как более долгосрочные перспективы могут включать прямое использование водорода в водородных котлах или топливных элементах.

Добавление до 20% водорода в газораспределительную сеть требует минимальных или потенциально нулевых модификаций сетевой инфраструктуры или бытовых приборов конечного пользователя, отмечает МЭА.

Проект GRHYD во Франции, который начал подмешивать 6% водорода в сеть природного газа в 2018 году, уже достиг 20% в объемном выражении в 2019 году, демонстрируя техническую осуществимость этого подхода.

Закачка водорода в магистральные газопроводы является более сложной задачей из-за несовместимости материалов при высоких давлениях и более низкого допуска по концентрации водорода в смеси, которую могут принять промышленные пользователи. Однако в рамках некоторых пилотных экспериментов изучается возможность впрыска водорода в такие газопроводы, а проект, разработанный Snam в Италии, уже продемонстрировал возможность подмешивания водорода в объеме до 10%.

На промышленных предприятиях по переработке нефти, производству аммиака, метанола и стали «зеленый» или «голубой» водород может использоваться в качестве топлива (обеспечивая высокотемпературное тепло, требуемое на промышленных предприятиях) или как сырье, помогая сделать соответствующие производства экологически чистыми. Одним из ключевых промышленных применений чистого водорода, которое в последнее время привлекло внимание промышленности, является производство углеродистой стали с нулевым содержанием углерода. В настоящее время осуществляется ряд проектов по развитию этих процессов и продвижению к коммерциализации.

В производстве электроэнергии водород является одним из ведущих вариантов хранения возобновляемой энергии, а водород и аммиак можно использовать в газовых турбинах для повышения гибкости энергосистемы.

Аммиак можно также использовать на угольных электростанциях для сокращения выбросов.

Сколько стоит водородная экономика

Основной статьей затрат при производстве «серого» водорода является стоимость сырья — от 45% до 75% себестоимости, считает МЭА.

При этом, если добавить в схему использование уловителей СО2, затраты вырастают примерно на 50%:

Конечно же, доля сырья в себестоимости для стран, импортирующих газ, выше, чем в странах-производителях.

Согласно отраслевым исследованиям, использование технологий улавливания выбросов при производстве водорода может снизить их на 90%. В настоящее время по всему миру работает 20 крупных объектов CCS (в основном в США, Канаде и Норвегии) ​​с общей мощностью, превышающей 35 млн тонн в год.

Наиболее широко применяемой и зрелой технологией является щелочной электролиз, характеризующийся относительно низкими капитальными затратами на электролизер (менее дорогие, поскольку обычно используется меньше драгоценных металлов по сравнению с другими технологиями электролиза, и с относительно высокой эффективностью, обычно варьирующейся от 55% до 70%).

Эксперты полагают, что «голубой» водород, вероятно, будет в ближайшей и среднесрочной перспективе основным проводником низкоуглеродной энергетики, пока «зеленый» водород не достигнет паритета затрат.

Аналитики МЭА отмечают, что в связи со снижением затрат на возобновляемую электроэнергию, в частности, солнечную энергию и энергию ветра, интерес к электролитическому водороду растет, и в последние годы было реализовано несколько демонстрационных проектов.

Если бы весь водород производился бы сейчас путем электролиза, это привело бы к потребности в электроэнергии в 3600 ТВт*ч, что превышает годовую выработку электроэнергии в Европейском Союзе, подсчитали аналитики агентства.

При снижении затрат на солнечную и ветровую генерацию строительство электролизеров в местах с отличными условиями для возобновляемых ресурсов может стать недорогим вариантом поставки водорода даже с учетом затрат на передачу и распределение при транспортировке водорода из удаленных мест, где используются возобновляемые источники энергии.

Согласно исследованию Wood Mackenzie, к 2040 году затраты на экологически чистый водород упадут на 64%. Так, считают эксперты, с учетом заявленных за последние десять месяцев проектов по «зеленому» водороду, объемы будут достаточно большими и достаточно стабильными, чтобы можно было масштабировать зарождающийся рынок.

«В среднем, к 2040 году затраты на производство зеленого водорода будут равны затратам на водород, вырабатываемый из ископаемого топлива. В некоторых странах, таких как Германия, это произойдет к 2030 году.

Учитывая масштаб, который мы наблюдали до сих пор, 2020-е годы, вероятно, станут десятилетием водорода»,

— отмечают аналитики WoodMac.

В то же время росту конкурентоспособности «зеленого» водорода будет способствовать и рост цен на ископаемые виды топлива. В то время как в 2020 году «серый» водород является самым дешевым водородом, за исключением Китая, Wood Mackenzie ожидает, что к 2040 году затраты на него вырастут на 82%, в основном, из-за роста цен на газ. В Саудовской Аравии и США «серый» водород по-прежнему будет самым дешевым водородом до 2040 года, считают они.

Стоимость «голубого» водорода к 2040 году вырастет, по мнению WoodMac, на 59%. «Успех „голубого“ водорода связан с успехом технологии CCS, которая страдает от высоких затрат и отмены проектов. Как и в случае с „серым“ водородом, прогнозируемый профиль затрат в значительной степени определяется ценами на природный газ», — считают они.

Решение за политиками

«Даже с учетом множества проблем, которые ждут зарождающийся рынок экологически чистого водорода, мы твердо уверены, что в ближайшее время возникнет какая-то форма низкоуглеродной водородной экономики. Учитывая степень четкой политики, корпоративной и социальной поддержки, которая процветала в 2020 году, зеленый водород будет успешно масштабироваться и обеспечивать значительное снижение производственных затрат», — уверены в WoodMac.

«В 2019 году водородные технологии продолжали развиваться, что вызвало большой интерес у политиков. Это был рекордный год для ввода в эксплуатацию электролизных мощностей, и на ближайшие годы было сделано несколько важных заявлений», — полагают аналитики МЭА.

В 2020 году производство низкоуглеродного водорода, как ожидается, составит около 0,46 млн т, уже анонсированы проекты, которые позволят к 2023 году производить 1,45 млн т, а к 2030 году стоит задачу увеличить производство до 7,92 млн т в год, отмечают в агентстве.

Европейский Союз летом текущего года заявил о намерении отказаться от использования ископаемых источников топлив к 2050 году и использовать декарбонизированные газы.

Европа является крупнейшим потребителем российских нефти и газа — основных источников пополнения российского бюджета.

Значит, России придется искать новые пути к своему традиционному партнеру.

«Газпром» уже пытается застолбить для себя нишу в производстве водорода, принимая участие в общественных дискуссиях, проведенных Европейской комиссией по проекту водородной стратегии. «Те предложения, которые мы высказали, — применение пиролиза метана для производства низкоуглеводного водорода — также включены в уже опубликованную стратегию ЕС. И водород, произведенный из природного газа, обладает как экономическими, так и экологическими преимуществами. То есть он может быть произведен без выбросов СО2», — сказал начальник отдела департамента 623 «Газпрома» Константин Романов.

По его словам, сейчас из природного газа в Европе производится более 8 млн тонн водорода в год, и на это используется более 30 млрд кубометров газа. Тогда как по планам ЕС предполагается производить лишь 1 млн тонн водорода с использованием электролиза воды.

«Мы ведем с европейскими партнерами дискуссии, переговоры о реализации пилотных водородных проектов в Европе, в том числе стратегия позволяет использовать и грантовую систему, механизмы грантов Еврокомиссии для развития пиролиза. Мы считаем, что природный газ по-прежнему останется важным источником для водорода и в целом для ЕС», — заключил Романов.

Светлана Кристалинская

Источник

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].

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»).

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.

Источник