Теплоэнергетика, 2022, № 10, стр. 32-44

СЦЕНАРИИ РАЗВИТИЯ НЕУГЛЕРОДНЫХ И ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ДО 2050 г.

Разработка базового и интенсивного отраслевых сценариев была неотъемлемой частью комплексного исследования путей и темпов развития низкоуглеродной энергетики в России, выполненного в ИНЭИ РАН в 2021 г. [9]. При этом в рамках взаимодействия блоков модельно-информационного комплекса SCANER на основе прогнозов развития экономики страны были определены долгосрочные тенденции изменений внешних условий для электроэнергетики (спрос, цены на топливо). В свою очередь, основные энергетические и стоимостные характеристики сценариев развития электроэнергетики позволили определить долгосрочное влияние отрасли на структуру энергетического баланса и динамику развития экономики с учетом необходимых капиталовложений и цен на электроэнергию. Такая “обратная связь” (от электроэнергетики к экономике) была особенно важна при формировании интенсивного сценария, для которого параметры развития экономики и энергетических отраслей пришлось согласовывать в ходе нескольких итераций модельных расчетов [10].

Краткая характеристика внешних условий развития электроэнергетики в рамках Единой энергетической системы России для двух рассматриваемых сценариев приведена в табл. 2.

В базовом сценарии динамика спроса на электроэнергию и централизованное тепло от электростанций оценена, исходя из сложившихся за последние два десятилетия тенденций изменения энерго- и электроемкости экономики страны. При этом также было учтено влияние кризиса, связанного с пандемией коронавируса, с последующим восстановлением экономики и стабильным ростом валового внутреннего продукта (ВВП) на уровне 3% в год. Очевидно, что нарастающее санкционное давление приведет к корректировке этих показателей в ближайшие 3–5 лет, хотя адаптивная перестройка экономики страны, а также пересмотренные в будущем принципы и приоритеты в управлении ею могут заметно сократить продолжительность и масштаб нового кризиса и темпы восстановительного роста экономики. Важным является и то, что в кризисные периоды спрос на электроэнергию существенно менее волатилен, чем динамика ВВП. Таким образом, приведенные в табл. 2 данные можно рассматривать как верхнюю границу балансовых требований к развитию электроэнергетики в 2030 г. и в дальнейшем (до 2050 г.).

После 2030 г. при переходе к интенсивному сценарию с активным развитием технологий электрификации в разных секторах экономики, даже с учетом более масштабного электросбережения, спрос на электроэнергию в ЕЭС России будет расти быстрее, чем в базовом, и к 2050 г. превысит на 52% отчетный уровень (против роста на 41% в базовом сценарии). В обоих сценариях предполагается увеличение объемов экспорта электроэнергии (до 50 млрд кВт ∙ ч в 2050 г.) в восточном направлении – в страны Азии и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Однако два сценария существенно различаются по динамике отпуска тепла от электростанций. В базовом сценарии этот показатель увеличивается на 25% с затухающими темпами роста (при соответствующем повышении доли электростанций в производстве централизованного тепла). В интенсивном сценарии отпуск тепла от электростанций растет только до 2035 г., а далее при интенсивном теплосбережении и энергозамещении (в том числе электроотопления) к 2050 г. снижается практически до отчетного уровня.

До 2030 г. изменения в структуре генерирующих мощностей в обоих сценариях определяются инвестиционными проектами, которые реализуются в рамках существующих механизмов поддержки инвестиций¹¹, а также начатыми проектами строительства гидро- и атомных электростанций (ГЭС и АЭС).

После 2030 г. согласно базовому сценарию предполагаются сохранение существующей ценовой политики на рынке топлива (прежде всего рост цен на газ в пределах инфляции) и пролонгация сроков действия существующих механизмов поддержки инвестиций в электроэнергетике. Действие этих факторов приведет к умеренной динамике внедрения новых технологий при обновлении тепловых электростанций и развитии ВИЭ. В результате в перспективе к 2040–2050 гг. изменения в структуре генерирующих мощностей останутся в пределах сложившихся тенденций.

В отличие от базового, интенсивный сценарий после 2030 г. реализуется в условиях более быстрого роста внутренних цен на газ для достижения их паритета с экспортными ценами. Новая ценовая политика на рынках топлива дополняется экономическими мерами углеродного регулирования – введением после 2030 г. углеродных платежей с увеличением к 2050 г. ставки до 95 дол/т СО₂. При условии успешной промышленной политики по освоению и массовому производству современных типов оборудования для ТЭС, АЭС и ВИЭ-электростанций и соответствующей перенастройке инвестиционных механизмов все эти меры будут способствовать:

росту конкурентоспособности неуглеродных электростанций (ГЭС, АЭС и на основе ВИЭ), замещающих электростанции на органическом топливе (прежде всего на угле);

повышению энергоэффективности сокращающегося в размерах сегмента теплоэнергетики, в котором появляются стимулы для масштабного перехода на комбинированные (парогазовые и теплофикационные) технологии использования топлива, внедрения оборудования с улучшенными показателями топливной экономичности вместо тиражирования прежних технических решений.

Основными направлениями технологической трансформации российской электроэнергетики в интенсивном сценарии будут:

массовая замена в 2035–2040 гг. оборудования действующих паротурбинных ТЭС на современное на базе газовых турбин различной единичной мощности;

рост распределенной когенерации, замещающей котельные или крупные ТЭЦ в районах с низкой тепловой нагрузкой, на базе газотурбинных и газопоршневых установок, использующих природный газ, а также утилизирующих промышленные, сельскохозяйственные и коммунальные отходы, биомассу заготовки и переработки леса и биогаз, получаемый из отходов сельского хозяйства;

переход к новым поколениям реакторов АЭС на тепловых и быстрых нейтронах с улучшенными техническими и экономическими характеристиками;

активное развитие ветряных и солнечных электростанций (ВЭС и СЭС), включая установки малой и микрогенерации, которые в комбинации с накопителями электроэнергии смогут изменить технологический облик отдельных энергосистем в ЕЭС России (прежде всего, в южных и восточных районах страны);

развитие новых гидростанций в восточной части страны и малых ГЭС в европейской, а также более широкое применение гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) для обеспечения потребности в высокоманевренных и аккумулирующих мощностях при развитии возобновляемой энергетики.

Различия в объемах и технологической структуре генерирующих мощностей в ЕЭС России для двух сценариев ее развития представлены в табл. 3.

Сравнение базового и интенсивного сценариев развития ЕЭС России показывает существенные различия в установленной мощности электростанций. При базовом сценарии ее объем относительно 2019 г. увеличится на 9.7% к 2040 г. и на 23.9% к 2050 г., а при интенсивном – на 19.5 и 57.6% соответственно (более быстрый рост). Эти различия определяются не столько объемами электропотребления, сколько динамикой негарантированной мощности ВИЭ-электростанций и необходимостью их дополнительного резервирования (особенно в интенсивном сценарии) высокоманевренными мощностями газотурбинных установок (ГТУ) и газопоршневых агрегатов (ГПА), развитием ГАЭС и иных типов накопителей электроэнергии.

В обоих сценариях наиболее интенсивно (в 1.81 раза в базовом и в 3.44 раза в интенсивном сценариях относительно 2019 г.) будет расти мощность неуглеродных типов электростанций и накопителей электроэнергии. Их доля в структуре генерирующей мощности увеличится с 33.2% в 2019 г. до 48.5 и 72.5% к 2050 г. в базовом и интенсивном сценарии соответственно (при росте доли ВИЭ-электростанций с 0.6% в 2019 г. до 9.9 и 28.5% к 2050 г.).

Также в двух сценариях снизится роль тепловых электростанций: в базовом сценарии тепловая энергетика к 2050 г. все еще будет составлять более половины установленной мощности ЕЭС России, в интенсивном сценарии ее вклад к 2050 г. окажется менее 30%. Однако по-прежнему сохранится важная роль тепловой энергетики в надежном энергоснабжении потребителей. Это касается как использования ТЭЦ для комбинированного электро- и теплоснабжения, так и резервирования негарантированной мощности ВИЭ-электростанций (как минимум, на протяжении ближайших 15–20 лет, вплоть до начала промышленного освоения накопителей большой мощности).

Изменения в технологической структуре ТЭС (особенно в интенсивном сценарии) обусловлены необходимостью активного сокращения объема выбросов СО₂ при повышении эффективности использования органического топлива и снижении расхода угля, обладающего наибольшими показателями содержания углерода. Для достижения указанных целей потребуются приоритетное развитие ТЭЦ и увеличение доли газовых электростанций на основе парогазовых и газотурбинных технологий (их доля возрастет с 21.7% в 2019 г. до 89.3% к 2050 г.). Необходимые для этого объемы вводов генерирующей мощности в теплоэнергетике будут определяться сроками достижения предельного ресурса эксплуатации оборудования действующих ТЭС, а также начатыми программами по его модернизации с продлением срока эксплуатации на 15 лет. В базовом сценарии мощность действующих ТЭС (с учетом проектов их модернизации) к 2040 г. снизится на 42%, а к 2050 г. продолжит функционировать 22% мощностей ТЭС, работавших в 2019 г. (табл. 4). В интенсивном сценарии потребуется более быстрый вывод из эксплуатации действующего оборудования ТЭС, особенно конденсационных электростанций (КЭС). К 2040 г. в работе сохранится 52% отчетного объема мощности КЭС, а к 2050 г. – лишь 14%.

Рост объемов заменяемой и новой мощности для ТЭЦ будет ограничиваться динамикой отпуска централизованного тепла, а для КЭС – замыкающей (остаточной) ролью этих электростанций в балансе мощности (при ожидаемой динамике развития остальных типов электростанций). Поэтому в интенсивном сценарии суммарная за период заменяемая и новая мощность ТЭС в 2050 г. будет на треть меньше, чем в базовом; наиболее заметными эти различия будут для конденсационных мощностей.

Суммарный объем вводимой до 2050 г. генерирующей мощности в ЕЭС России в базовом сценарии превысит 200 млн кВт, а в интенсивном будет в 1.5 раза больше (310 млн кВт). При этом если в базовом сценарии на ТЭС будет приходиться около 60% общего объема за весь период до 2050 г., то в интенсивном сценарии – всего 30% (табл. 5), а основной прирост мощности будет обеспечиваться неуглеродными типами электростанций.

Необходимые для реализации двух сценариев капиталовложения различаются на 36% (36.8 трлн руб. в базовом и 50.1 трлн руб. в интенсивном сценариях за период 2019–2050 гг.). В базовом сценарии наибольший объем вложений приходится на теплоэнергетику, что соответствует роли ТЭС в структуре вводов мощности. Следующими по масштабу инвестиционных расходов являются атомная энергетика и сети. В интенсивном сценарии при резком сокращении объемов вводов ТЭС основную долю в структуре новой мощности занимают ВИЭ-электростанции. Однако в структуре капиталовложений роль возобновляемой энергетики не будет доминирующей, что связано с уже достигнутой достаточно низкой капиталоемкостью новых ВЭС и СЭС (и дальнейшим удешевлением строительства электростанций этих типов). При сокращении инвестиционных расходов теплоэнергетики в интенсивном сценарии возрастает доля АЭС в капиталовложениях, приближающаяся к 30%.

СЦЕНАРИИ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТОПЛИВА И ВЫБРОСОВ СО₂ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ ДО 2050 г.

Вклад электростанций разных типов в производство электроэнергии отражает рассмотренные выше технологические изменения в ЕЭС России, однако с учетом различных годовых режимов использования мощности (КИУМ) он отличается от показателей структуры генерирующих мощностей. В табл. 6 показаны изменения характеристик производства электроэнергии до 2050 г.

В ближайшие 10 лет вклад неуглеродных электростанций в общее производство электроэнергии в ЕЭС России в обоих сценариях немного сократится (с 37.1% в 2019 г. до 35.4% в 2030 г.) из-за опережающего вывода ряда энергоблоков на действующих АЭС. Далее эта доля будет неуклонно расти и достигнет к 2050 г. 46.7% в базовом и 67.5% в интенсивном сценарии. При этом именно АЭС станут наиболее важной технологией для декарбонизации: к 2050 г. их доля в производстве электроэнергии увеличится от отчетных 19.3% до 36.1%. В отличие от АЭС, из-за невысокого КИУ-М ВИЭ-электростанции, несмотря на их значительную долю в структуре генерирующих мощностей, даже в интенсивном сценарии обеспечат в 2050 г. лишь 15.4% общего объема электроэнергии, вырабатываемой в ЕЭС России.

Как показано в табл. 6, в интенсивном сценарии в 2050 г. лишь треть электроэнергии будет произведена с использованием органического топлива, причем при быстром (особенно после 2040 г.) замещении угля 95.7% этого объема обеспечат газомазутные электростанции. В базовом же сценарии на ТЭС в 2050 г. будет приходиться чуть более половины общего производства электроэнергии и 3/4 этого объема обеспечат газомазутные электростанции. В общем объеме электроэнергии, производимой тепловыми электростанциями, к 2050 г. резко вырастет доля ТЭС с оборудованием на основе газовых турбин [парогазовые и газотурбинные установки]: с 29.5% в 2019 г. до 70.7% в базовом и до 90.8% в интенсивном сценариях.

Другая тенденция связана с развитием и эффективным использованием теплофикационных мощностей: доля выработки ТЭЦ в суммарном производстве электроэнергии ТЭС увеличится с 57.7% в 2019 г. до 63.5% в базовом и до 82.0% в интенсивном сценарии к 2050 г. Существенное снижение КИУМ КЭС в интенсивном сценарии свидетельствует о трансформации их роли в энергосистеме – использование в качестве полупиковых и пиковых источников.

Изменения в структуре мощностей и производства электроэнергии влияют на удельные и абсолютные показатели расхода топлива и, как следствие, выбросов СО₂. Технологическая перестройка теплоэнергетики позволяет заметно повысить ее энергетическую эффективность: средневзвешенное значение удельного расхода условного топлива (УРУТ) на отпуск электроэнергии к 2050 г. снизится (в зависимости от сценария) на 21–25% относительно 2019 г. [с 308.4 до 242.0 или 229.0 г у. т/(кВт ∙ ч)]. При этом даже в интенсивном сценарии заявленные в Энергетической стратегии до 2035 г. целевые показатели снижения УРУТ [255 г у. т/(кВт ∙ ч)] будут достигнуты после 2040 г. Это говорит о необходимости корректировки целевых установок Энергетической стратегии с учетом оптимального вклада этого частного результата (повышения энергетической эффективности ТЭС) в решение общей задачи низкоуглеродного развития электроэнергетики и экономики в целом.

Из-за изменения роли ТЭС в ЕЭС России и одновременного повышения их энергетической эффективности потребление органического топлива на электростанциях в первые 10–15 лет в обоих сценариях будет расти медленнее, чем производство электроэнергии, а далее будет снижаться. В базовом сценарии в 2050 г. спрос электростанций на топливо останется чуть выше, чем в 2019 г., при сохранении доли газа в структуре этого спроса на уровне 72–73%. В интенсивном сценарии общее потребление органического топлива на ТЭС в 2050 г. окажется на 28.0% ниже отчетного уровня. Спрос на газ после 2035 г. будет снижаться медленнее, чем общий расход топлива, и к 2050 г. будет лишь на 9.4% ниже, чем в 2019 г.

Изменение объемов и структуры использования органического топлива в итоге будет определять и динамику выбросов СО₂ от электростанций (см. табл. 6). В базовом сценарии объемы выбросов изменятся синхронно с динамикой расхода топлива: к 2035 г. будет достигнут пик эмиссии (прирост на 12.3% от 2019 г.), при последующем снижении к 2050 г. выбросы вернутся к значениям отчетного уровня. В интенсивном сценарии пик эмиссии будет достигнут раньше – в 2030 г. (прирост на 8.2% от 2019 г.), а последующее сокращение годового объема выбросов СО₂ будет идти быстрее, чем снижение потребления органического топлива на ТЭС. В результате в этом сценарии выбросы СО₂ от электростанций в 2050 г. будут на 39% ниже отчетного уровня и почти на 40% ниже, чем в базовом сценарии.

Технологические изменения в структуре генерирующих мощностей в большей степени отражаются на использовании топлива для производства электроэнергии. Поэтому выбросы СО₂, связанные с расходом топлива на выработку электроэнергии, будут снижаться в обоих сценариях быстрее, чем общий объем эмиссии СО₂ от электростанций. С еще большей скоростью будет уменьшаться удельный показатель эмиссии – углеродная интенсивность производства электроэнергии. Так как даже в базовом сценарии рост производства электроэнергии будет заметно опережать динамику сопутствующих этому производству выбросов СО₂, к 2030 г. углеродная интенсивность производства электроэнергии сохранится на отчетном уровне 2019 г., а к 2050 г. снизится на 35%. В интенсивном сценарии углеродная интенсивность будет падать гораздо быстрее и к 2050 г. уменьшится втрое и составит лишь 33% значений отчетного 2019 г. (и будет вдвое ниже значения, указанного в базовом сценарии).

Более детальный анализ изменения объемов и структуры производства электроэнергии и расхода топлива позволил определить вклад основных технологических факторов, обеспечивающих (в зависимости от сценария) сдерживание роста и/или снижение объемов выбросов СО₂ от электростанций. При выполнении такой оценки по каждому сценарию сначала был оценен потенциальный рост выбросов СО₂ при сохранении на отчетном уровне структуры производства электроэнергии по типам электростанций, структуры спроса на топливо по видам используемого топлива и удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла. Далее в расчет последовательно добавлялся каждый из перечисленных факторов в том объеме, который предусматривается соответствующим сценарием – вплоть до достижения прогнозных показателей структуры производства электроэнергии и структуры спроса на топливо. На рис. 1 приведены наиболее важные интегральные результаты, касающиеся 2050 г.

Рис. 1.

Вклад основных технологических факторов в сдерживание выбросов СО₂ от электростанций в ЕЭС России к 2050 г. в базовом (а) и интенсивном (б) сценарии. 1 – выбросы в 2019 г.; 2 – потенциальный рост выбросов в 2050 г.; снижение выбросов вследствие: 3 – роста доли АЭС; 4 – роста доли ВИЭ и ГЭС; 5 – энергоэффективности ТЭС; 6 – структуры топлива; 7 – прогнозные выбросы в 2050 г.

В базовом сценарии при заданной потребности в электроэнергии и отпуске тепла от ТЭС потенциальный объем выбросов СО₂ к 2050 г. при сохранении отчетных показателей производственной структуры и энергоэффективности ТЭС составил бы 784 млн т СО₂, что почти на 47% выше, чем в 2019 г. (см. рис. 1, а). Прогнозный же уровень выбросов на 2050 г. в этом сценарии почти соответствует отчетному – 536 млн т СО₂. Наиболее значимый вклад в сдерживание выбросов СО₂ в базовом сценарии вносит повышение энергоэффективности ТЭС. Этот фактор обеспечивает более половины разницы между потенциальным и прогнозным объемами выбросов в 2050 г. Следующий по значимости фактор – развитие атомной энергетики, обеспечивающее еще 30% разницы между потенциальным и прогнозным объемом выбросов в 2050 г. По сравнению с ними, вклад возобновляемой и гидроэнергетики в формирование этой разницы, а также изменения структуры топливного баланса электростанций оказывается в этом сценарии кратно меньшим.

В интенсивном сценарии потенциальный рост выбросов СО₂ к 2050 г. при сохранении отчетных показателей производственной структуры и энергоэффективности ТЭС составил бы 748 млн т СО₂, что почти на 40% выше, чем в 2019 г. (см. рис. 1, б). Более низкий, чем в базовом сценарии, объем потенциальных выбросов обусловлен меньшим прогнозным объемом отпуска тепла от ТЭЦ в 2050 г. Прогнозный уровень выбросов в 2050 г. составит 328 млн т СО₂, т.е. окажется в 2.3 раза ниже потенциального, а разница между ними достигнет 420 млн т СО₂. При этом основный вклад в сдерживание выбросов СО₂ будут вносить неуглеродные электростанции: почти 37% обеспечит ускоренное развитие АЭС и около 30% – более быстрое развитие электростанций на основе ВИЭ и ГЭС. Вклад энергоэффективности ТЭС будет ниже, чем в базовом сценарии (около 20%), что связано с меньшими масштабами технологического обновления в теплоэнергетике при замещении ТЭС (особенно угольных) электростанциями неуглеродного типа. Остальные 13% будут следствием радикального изменения структуры потребления топлива на ТЭС – увеличением в ней доли газа.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОСЛЕДСТВИЯ И СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СЦЕНАРИЕВ

Приведенные ранее в статье расчеты капиталовложений, необходимых для реализации каждого из сценариев развития ЕЭС России, и достигаемые при этом показатели абсолютных и удельных выбросов СО₂ от электростанций позволяют оценить капиталоемкость возможных решений по проведению более или менее интенсивной политики декарбонизации в электроэнергетике страны. Зависимость достигаемого уровня выбросов от накопленных капиталовложений хорошо аппроксимируется линейной функцией (рис. 2). Анализ приростных характеристик показывает, что в базовом сценарии каждый триллион рублей капиталовложений (с НДС) обеспечивает снижение выбросов на 3 млн т СО₂. В интенсивном сценарии эти показатели оказываются почти в 2.5 раза выше и каждый триллион рублей капиталовложений позволяет снизить выбросы на 7.2 млн т СО₂. Верно и обратное: для снижения выбросов на 1 млн т СО₂ в базовом сценарии потребуется примерно 330 млрд руб. инвестиций (с НДС), а в интенсивном – только 135 млрд руб.

Рис. 2.

Зависимость годовых объемов выбросов СО₂ от электростанций от накопленных капиталовложений. Сценарий: 1 – интенсивный; 2 – базовый

Аналогично была оценена и капиталоемкость снижения углеродной интенсивности производства электроэнергии (относительно уровня 2019 г.). В базовом сценарии каждый дополнительный триллион рублей капиталовложений (с НДС) обеспечивает снижение уровня углеродной интенсивности на 1.3%, а в интенсивном – на 1.6%. И наоборот, для дополнительного снижения углеродной интенсивности производства электроэнергии на 1% потребуется 610 и 750 млрд руб. (с НДС) капиталовложений в интенсивном и базовом сценарии соответственно.

Для оценки влияния структурных изменений в базовом и интенсивном сценариях развития ЕЭС России на динамику цен на электроэнергию был выполнен расчет необходимой валовой выручки (НВВ) для каждого из производственных сегментов электроэнергетики (гидро-, атомная, тепловая и возобновляемая генерация, а также сетевой комплекс) с агрегированием в общий объем отраслевой НВВ. Для этого была использована оригинальная система производственно-финансовых моделей [11], обеспечивающая на основе заданных параметров производственной и инвестиционной программ для каждого сегмента расчет динамики эксплуатационных затрат (топливных, условно-постоянных, а также амортизационных отчислений), необходимой прибыли и финансовых расходов. Объемы этих финансовых расходов зависят от рациональной структуры инвестиционных ресурсов и структуры капитала, отвечающих требованиям финансовой устойчивости (прежде всего, по параметрам кредитной нагрузки). В расчете также учитываются налоговые платежи в соответствии с действующим законодательством.

Среднеотпускная цена на электроэнергию для потребителей ЕЭС России рассчитана как отношение полной НВВ отрасли (за вычетом затрат ТЭС на производство тепла) к полезному отпуску электроэнергии конечным потребителям. В базовом сценарии цена будет медленно расти до 2040 г. (в целом за этот период на 9% в реальном выражении, т.е. без учета инфляции). После 2040 г. при относительной стабилизации объемов инвестиций и постепенном снижении расхода топлива в ЕЭС России цена немного снизится и в 2050 г. будет всего на 6% выше отчетного уровня (2019 г.). В интенсивном сценарии высокие капитальные затраты на глубокую технологическую трансформацию отрасли совместно с более высоким уровнем внутренних цен на топливо, а также введением углеродных платежей потребуют существенного роста цен. Соответственно, в интенсивном сценарии цена на электроэнергию в реальном выражении вырастет уже к 2040 г. на 50%, а к 2050 г. – на 60% относительно ее отчетного значения в 2019 г. (и на 51% выше относительно базового сценария).

Полученные результаты еще раз подтверждают тезис о том, что амбициозность планов по декарбонизации в электроэнергетике России должна быть тщательно сбалансирована с готовностью и способностью потребителей выдержать существенное увеличение стоимости электроэнергии при производстве ее на низкоуглеродных электростанциях (рис. 3). В условиях, когда потребители будут вынуждены осуществлять собственные масштабные инвестиционные планы по декарбонизации, а также сталкиваться с рисками внешнего (трансграничного) углеродного регулирования [12], стоимость электроэнергии будет иметь большое значение для их конкурентоспособности на внешних и внутренних рынках. Частично негативный ценовой эффект может быть сглажен при эффективном использовании углеродных платежей от электростанций. Имеющиеся оценки [13] показывают, что целевое направление части этих средств для стимулирования инвестиций в развитие неуглеродных электростанций позволит снизить рост цены на электроэнергию на несколько процентных пунктов, а основная часть средств может быть использована для поддержки низкоуглеродной трансформации в других секторах экономики страны.

Рис. 3.

Основные характеристики низкоуглеродного развития ЕЭС России, достигаемые в интенсивном сценарии в 2050 г. (в % значений показателей базового сценария). 1 – выбросы СО₂; 2 – углеродная интенсивность производства электрической энергии; 3 – расход топлива; 4 – суммарные инвестиции до 2050 г.; 5 – налоги; 6 – цена на электроэнергию

ВЫВОДЫ

1. Результаты разработки базового сценария развития ЕЭС России показывают, что при умеренных темпах обновления тепловой и развития неуглеродной генерации обеспечиваются относительно стабильные уровни капиталовложений и цены на электроэнергию для потребителей в долгосрочной перспективе, но при этом выбросы СО₂ от электростанций к 2050 г. не опускаются ниже отчетного уровня (2019 г.). Таким образом, в данном сценарии решается задача стабилизации уровня выбросов, но не их снижения.

2. Разработка интенсивного сценария показывает, что даже при радикальном изменении структуры производства электроэнергии выбросы СО₂ от электростанций на горизонте 30 лет не удастся снизить кратно. Рассмотренный в статье сценарий технологической трансформации в отрасли позволит к 2050 г. снизить объемы выбросов СО₂ от электростанций относительно базового сценария на 40%, а углеродную интенсивность производства – вдвое. При этом, с одной стороны, серьезно меняются структура энергетического баланса страны и условия развития газовой и угольной отраслей, так как спрос электростанций на топливо сокращается на треть (причем полностью обнуляется потребление угля). С другой стороны, осуществление этого сценария потребует на 37% больше капиталовложений. И наконец, его стоимость для потребителей станет весьма высокой: цена на электроэнергию в 2050 г. будет в 1.5 раза выше по сравнению с базовым сценарием. Но интенсивный сценарий также и заметно увеличивает объем бюджетных поступлений от электроэнергетики, включая и возможности использования в экономике средств, полученных от углеродных платежей электростанций.

3. Данная совокупность различных по своей направленности экологических и экономических последствий от активных действий по снижению выбросов СО₂ в электроэнергетике, безусловно, показывает необходимость и важность межотраслевой оценки ее развития как части более общих сценариев декарбонизации всей экономики и ТЭК страны. Такая оценка включает в себя влияние на конкурентоспособность и возможности перехода к низкоуглеродному развитию в других секторах экономики и отраслях энергетики России. При этом ключевым вопросом является достижение технологической независимости по всей линейке видов основного и вспомогательного оборудования для низко- и неуглеродных источников электроэнергии.