Декарбонизация электроэнергетики России обойдется в 14–24 трлн рублей
При этом тарифы на электроэнергию к 2050 году могут обогнать инфляцию на 28%
Мероприятия по декарбонизации российской электроэнергетики потребуют от 14 трлн до 24 трлн руб. инвестиций до 2050 г. Такой прогноз дает Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ) в исследовании, с которым ознакомились «Ведомости».
Из прогноза следует, что потребность в электроэнергии к 2050 г. составит 1,32 трлн кВт ч в год с учетом планов развития генерации и программ поддержки строительства и модернизации мощностей.
Аналитики ИПЕМа просчитали два сценария – инерционный (высокоуглеродный) и низкоуглеродный. Первый (business as usual) предусматривает ввод 5 ГВт в год, из которых две трети составят ТЭС. Крупные блоки АЭС строятся только под замену выводимых из эксплуатации, вводится 4,2 ГВт крупных ГЭС и Загорская ГАЭС-2 в Московской области (840 МВт). После 2034 г. строится по 250 МВт солнечных (СЭС) и 500 МВт ветровых электростанций (ВЭС) в год, дефицит генерации покрывается новыми ТЭС (с коэффициентом используемой установленной мощности 60%), описывают первый сценарий аналитики ИПЕМа.
При реализации низкоуглеродного сценария речь идет о вводе уже 8 ГВт в год, из которых три четверти – безуглеродная генерация, т. е. СЭС, ВЭС, ГЭС и АЭС. Он предусматривает, что в тепловой генерации сохраняются только ТЭЦ (станции с выработкой и электроэнергии, и тепла), а конденсационные электростанции (КЭС, вырабатывают преимущественно электроэнергию) полностью выводятся из эксплуатации. «КЭС заменить на безуглеродную генерацию легче, а ТЭЦ – труднее, так как для этого надо провести декарбонизацию производства тепла, что очень сложно и дорого», – пояснил «Ведомостям» замруководителя отдела спецпроектов ИПЕМа Алексей Фаддеев.
Дефицит генерации в низкоуглеродном сценарии покрывают АЭС, ГЭС и ВИЭ в равных долях по выработке, также вводится 5 ГВт гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), а соотношение между новыми ВЭС и СЭС по выработке составляет 1 к 3, следует из презентации ИПЕМа.
При этом в обоих случаях новые ТЭС в пределах Единой системы газоснабжения – это лишь наиболее эффективные по КПД парогазовые установки (ПГУ).
Почему предприятия стремятся снизить выбросы СО2
Мероприятия, направленные на снижение объема выбросов СО2, сегодня реализуют многие компании в разных отраслях, включая промышленные предприятия и энергохолдинги. Подстегивает усилия по декарбонизации глобальная климатическая повестка, к которой присоединились все ведущие государства. Первым принял план EU Green Deal, предусматривающий снижение выбросов парниковых газов до нуля к 2050 г., Евросоюз. Его примеру уже последовали более 130 стран, включая США, Канаду, Японию и Южную Корею. Китай готов сделать то же самое к 2060 г. К этому же сроку, согласно разработанной Минэкономразвития стратегии низкоуглеродного развития, может достигнуть углеродной нейтральности и Россия.
Инерционный сценарий, по оценкам ИПЕМа, потребует порядка 14 трлн руб. инвестиций в 2022–2049 гг., или порядка 500 млрд руб. ежегодно. Низкоуглеродный – 24 трлн руб. всего и 860 млрд руб. в год. При этом в первом случае выбросы парниковых газов сократятся лишь на 1% к показателям 2019 г., который принят ИПЕМом за базовый, до 400 млн т СО2-эквивалента в год, а во втором – на 47% до 215 млн т. Удельные выбросы на 1 кВт ч снизятся на 16% и на 55% соответственно (384 г на 1 кВт ч в 2019 г.). Представитель ИПЕМа пояснил «Ведомостям», что оценка 2019 г. по объему выбросов СО2 основана на данных Росстата и Минприроды.
Последний вариант в целом близок к планам Минэнерго, предусматривающим 57% безуглеродной генерации в России к 2050 г., отмечают в ИПЕМе. Но есть расхождения по соотношению выработки видов генерации. Представленный министерством в ноябре на климатическом саммите в Глазго план предусматривает, что к 2050 г. четверть электроэнергии в России будет приходиться на АЭС (против 19% в 2019 г.), 19% – на ГЭС (вместо 18%), 13% – на ВИЭ (вместо 0,1%) и 44% – на ТЭС (против 63%). В интенсивном сценарии ИПЕМа целевое соотношение меняется: 28% в выработке составят АЭС, 25% – ГЭС, 13% – ВИЭ и только 34% – ТЭС.
С 2021 г. мониторинг углеродоемкости российской энергетики проводит «Совет рынка» (регулятор энергорынков). Но его оценки касаются только первой синхронной зоны ЕЭС, т. е. не учитывают энергосистему Дальнего Востока и изолированные энергосистемы. По этим подсчетам, в 2020 г. выбросы парниковых газов в энергетике составили порядка 320 млн т СО2, из которых 64% приходится на газовые ТЭС, 34% – на угольные и еще около 2% – на нефтепродукты (выбросы АЭС, ГЭС и ВИЭ приняты равными нулю. – «Ведомости»). Средняя углеродная интенсивность российской энергетики, по оценкам «Совета рынка», составила около 330 г СО2 на 1 кВт ч электроэнергии, что несколько выше среднеевропейской (290 г на 1 кВт ч), но значительно ниже общемировой (487 г на 1 кВт ч).
Как снижают выбросы энергокомпании
Генераторы заявляют, что уже стараются снизить выбросы парниковых газов. «Т плюс» переводит ТЭЦ с угля на газ, что сокращает эмиссию СО2, говорил в интервью 6 декабря «Ведомостям» гендиректор компании Андрей Вагнер. По его словам, с 2017 г. компания снизила выбросы почти на 3,4 млн т в год, в 2020 г. они составили 43,8 млн т. «Т плюс» за три года на декарбонизацию потратила 18 млрд руб., уточнил «Ведомостям» представитель компании. Представитель «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) сказал «Ведомостям», что цель группы – снизить удельные выбросы парниковых газов к 2031 г. на 10,5% к уровню 2018 г. В качестве примеров он приводит замещение угольных блоков парогазовыми на Череповецкой и Серовской ГРЭС. В 2020 г. в среднем у ГЭХа выбросы СО2 составляли 300 г на 1 кВт ч, что на 7,1% меньше, чем в 2018 г.
«Русгидро» также переводит дальневосточную тепловую генерацию с угля на газ, говорит представитель компании. В 2017 г. заработала первая очередь газовой Якутской ГРЭС-2 (193,5 МВт), в 2018 г. – ТЭЦ «Восточная» во Владивостоке (139,5 МВт), в мае 2021 г. с угля на газ переведена Анадырская ТЭЦ (50 МВт). Компания также планирует продолжить замену угольных блоков на газовые в Хабаровском, Приморском крае и других регионах ДФО, в частности будет модернизирована Владивостокская ТЭЦ-2 (360 МВт). В «Русгидро» также намерены наращивать мощности ГЭС, СЭС и ВЭС. За последние пять лет компания ввела 1,1 ГВт ВИЭ (с учетом гидрогенерации. – «Ведомости»), уточнил представитель «Русгидро».
Представитель «Энел Россия» сказал, что компания следует общей политике декарбонизации международной группы Enel, которая предусматривает достижение углеродной нейтральности уже к 2040 г. К 2023 г. уровень выбросов «Энел Россия» должен снизиться до 402 г СО2 на 1 кВт ч с 438 г в 2020 г. Представитель «Росэнергоатома» (входит в «Росатом») подчеркнул, что, поскольку при работе АЭС выбросы СО2 «полностью отсутствуют», это позволяет предотвратить эмиссию порядка 110 млн т СО2 ежегодно другими видами генерации.
Другие крупные генерирующие компании на запросы «Ведомостей» не ответили.
Помимо перечисленных энергокомпаниями способов снижения выбросов, по словам Ольги Белоглазовой из Ernst & Young, декарбонизация будет стимулировать смещение фокуса с традиционных крупных энергообъектов на малые (менее 300 МВт для малых модульных атомных реакторов и до 30 МВт для ГЭС) и повышение энергоэффективности, например за счет развития парогазовых технологий (КПД составляет 58% против 36% у паросиловых).
Сергей Роженко из КПМГ отмечает, что наличие в России крупнейшего в мире рынка централизованного теплоснабжения с питанием от ТЭЦ еще больше усложняет картину энергоперехода, но в то же время дает новые возможности по «электрификации тепла», которых нет в западных странах. «Такая связка комплексной трансформации теплового и электрического сектора с переходом на технологии нулевых выбросов в жилом секторе и в перспективе интеграции электротранспорта имеет большой практический потенциал для России», – считает он.
Кто заплатит за декарбонизацию
Аналитик «ВТБ капитала» Владимир Скляр говорит, что низкоуглеродный сценарий ИПЕМа «кажется вполне реалистичным», но в нем не учтены инвестиции в электросети. Весь объем мероприятий, включая расходы на глубокий ремонт текущего фонда, по расчетам «ВТБ капитала», может стоить до 47 трлн руб. до 2050 г. «Достижение таких темпов модернизации в секторе невозможно, с нашей точки зрения, без ввода углеродного фактора в принцип отбора проектов КОМмод (вторая программа модернизации тепловых электростанций. – «Ведомости»), перехода к технологической нейтральности в конкурсах с госгарантиями и запуска национальной системы цены на углерод», – добавил он.
Представитель «Совета рынка» согласен, что первое, с чего надо начинать декарбонизацию энергетики, – это понять, во сколько российской экономике обходится 1 т выбросов СО2, а значит, и цена решения задачи по их снижению. Тогда можно будет сравнивать различные методы и технологии снижения выбросов и выбирать наиболее оптимальные решения, подчеркнул он.
Интенсивный сценарий ИПЕМа вызовет инфляционное давление на тарифы, добавил Скляр. По оценке аналитиков «ВТБ капитала», превышение темпов роста тарифов над инфляцией за 30 лет может достигнуть 28%. Это, по словам Скляра, будет сдерживающим фактором для более обширной программы озеленения сектора.
Представитель «Совета рынка» подчеркнул, что достичь заявленных целей по декарбонизации в энергетике с учетом ее высокой капиталоемкости невозможно без механизмов повышения доступности инвестресурсов (в частности, субсидирования процентных ставок под «чистые» проекты) и разработки сбалансированной стратегии. В ней смещение генерации в пользу низкоуглеродных источников должно сочетаться с повышением мобильности и качества планирования, поддержанием резерва мощности, а также с оптимизацией сетевой инфраструктуры и проработки концепции внедрения накопителей энергии.