В последнее время нам часто приходилось встречаться с глобальными вызовами. В прошлом году все только и говорили о вызовах, с которыми столкнулась российская энергетика, спровоцированных пандемией. А в этом году в преддверии климатического саммита ООН в Глазго наиболее актуальным стало обсуждение климатической повестки.

Ещё недавно было сложно представить, что серьёзным вопросом повестки дня на межгосударственном уровне станет обсуждение «чистого ноля», то есть достижения нулевых выбросов углерода к 2050 году и серьёзнейшей трансформации не только топливо-энергетического комплекса, но и мировой экономики. К гонке по достижению углеродной нейтральности к середине XXI века присоединились США и Европейский союз, Великобритания, Япония, Республика Корея, а Председатель КНР Си Цзиньпин заявил, что Китай достигнет углеродной нейтральности к 2060 году.

Цели энергоперехода формировались не один год. Само определение «энергопереход» – не новое и означает структурное преобразование энергетического баланса в глобальном масштабе. Но в последнее время мы наблюдаем повсеместный климатический алармизм, т.е. стойкое экологическое беспокойство за будущее планеты. По мнению Международного энергетического агентства, чтобы достичь указанных амбициозных целей, требуется кардинальное изменение мировой структуры производства электроэнергии: для выхода на «чистый ноль» к 2050 году выработка на ВИЭ должна составлять 76%, ГЭС – 12%, АЭС – 8% и ТЭС – всего 2%. Если сейчас установленная мощность ВИЭ и ГЭС в мире составляет около 2,8 тыс. ГВт, то к 2050 году её объём должен вырасти до колоссальной величины – около 24 тыс. ГВт.

Такая полная трансформация обойдётся экстремально дорого – по разным оценкам, она будет стоить более $100 трлн или 3% мирового ВВП ежегодно. Это серьёзнейший удар по экономике и уровню жизни многих стран. Ведь как сказал вице-премьер Александр Новак на Диалоге высокого уровня по энергетике Генеральной Ассамблеи ООН – работа по климатической повестке «не должна входить в противоречие с решением задачи энергетической бедности и приводить к ограничениям в доступе к энергии».

Интересно, что несмотря на масштабные темпы энергоперехода и в Европе, и в Азии сейчас наступило «золотое время» для углеводородов. В сентябре котировки фьючерсов на природный газ в Европе ходе торговой сессии 28 сентября 2021 года преодолели $1 тыс. за 1 тыс. куб. м – новый исторический рекорд. При этом, цены на СПГ в Азии также достигли максимума – $1,05 тыс. за 1 тыс. куб. м. Отмечу, что в запасы газа находятся на минимальном более чем за десять лет уровне: заполненность европейских хранилищ газа, по данным Gas Infrustructure Europe, составляет около 74% по сравнению с почти 95% в 2020 году. Аналитики уверены, что в Европе может возникнуть риск отключения электроэнергии в случае холодной зимы и промышленным потребителям, возможно, придётся ограничить потребление. Рынок угля 28 сентября также устанавливает ценовые рекорды в Европе – $203 за 1 т. Цена фьючерсных контрактов на уголь в значительной мере определяется текущими значениями газовых котировок, находящимися на исторических максимумах, а также поддерживается более высоким уровнем цен азиатского рынка – $210 за 1т.

Стоимость квоты на выбросы углекислого газа в Европе выросла в два раза с начала 2021 года и составила более 60 евро за 1 т. Новый исторический ценовой рекорд в 65,8 евро и также был установлен 28 сентября. Более того, по прогнозу ряда аналитиков, котировки к концу года подрастут. При том, что несколько предыдущих лет цена находилась в диапазоне от 15 до 30 евро за 1 т.

Итого, за счет высокой цены на газ, несмотря на немаленькую стоимость квот на выбросы, сейчас стоимость производства электроэнергии на ТЭС Европы, использующих в качестве топлива природный газ, составляет около 160 евро за 1 МВт*ч против 110 евро за 1 МВт*ч при производстве электроэнергии на угле.

Указанные факторы на фоне сухой и маловетреной погоды с учётом восстановления электропотребления после локдаунов привели к значительному росту цен на электроэнергию на Европейских рынках – цена в отдельные часы превышает психологический уровень в 150-200 евро за 1 МВт*ч, средняя цена достигает и превышает 100 евро. А ведь ещё годом ранее мы наблюдали там экстремально низкие и отрицательные цены.

Беспрецедентный уровень цен уже оказывает серьёзное давление на европейскую политику. Так, власти Испании 14 сентября приняли срочный закон, который ограничивает прибыль энергетических компаний, а также индексацию тарифов на газ (не более 4,4% в третьем квартале) – эти меры призваны сгладить всплеск цен на электроэнергию. Примеру Испании могут в том или ином виде последовать и другие европейские страны. Ряд компаний из энергоёмких отраслей объявили о закрытии производств на неопределённый срок или ограничении деятельности.

В Китае также усугубляется энергетический кризис, из-за которого уже начались не только перебои в работе промышленности, страдает и население – почти 100 млн человек оказались без отопления. По мнению экспертов, причинами ситуации является дефицит угля и новые квоты на эмиссию углекислого газа. Энергокомпании на севере Китая заявляют, что отключение электричества станет новой нормой с приближением зимы.

Эксперты не исключают кризисных явлений и в Бразилии: здесь засуха и выработка ГЭС падает.

Всё это говорит, что к вопросам энергоперехода в России надо относиться с большой ответственностью, чтобы не навредить экономическим интересам страны.

Энергопереходная стратегия России

Как известно, по Парижскому соглашению выбросы СО2 в Российской Федерации в 2030 году должны составить не более 70% от уровня 1990 года, и мы выполняем это обязательство. Но ключевым документом, определяющим дальнейшие планы нашей страны, станет Стратегия социально-экономического развития с низким выбросом парниковых газов до 2050 года, разработанная Минэкономразвития России. На рассмотрение участникам энергорынка также представлен разработанный этим же Министерством проект Концепции системы учёта, регистрации, выпуска в обращение и зачёта результатов климатических проектов, осуществляемых на территории России. При этом в отрасли далеко не исчерпан ресурс низкоуглеродной структурной трансформации в сфере традиционной электроэнергетики и теплоснабжения, обеспечивающий снижение эмиссии парниковых газов.

В этой непростой ситуации, в которой, несомненно, есть и отраслевая специфика, и межгосударственная политика, а также существующие долгосрочные отношения с зарубежными партнёрами, участникам энергорынка ещё предстоит научиться перенастраивать алгоритмы принятия управленческих и инвестиционных решений с учётом новых тенденций.

По данным «Системного оператора ЕЭС», установленная мощность электростанций на 1 января 2021 года составляет 245,3 ГВт. По итогам 2020 года низкоуглеродной энергетикой произведён 40,7% от всей вырабатываемой электроэнергии (ГЭС – 19,8%, АЭС – 20,6%, возобновляемые источники энергии – 0,32%, в том числе выработка ветряными электростанциями 0,13%, солнечными – 0,19%). Оставшиеся 59,3% приходятся на долю ТЭС, работающих преимущественно на газе.

Чтобы оценить стоимость глобального энергоперехода для России необходимо рассмотреть проект Стратегии социально-экономического развития страны с низким выбросом парниковых газов до 2050 года. В настоящее время на рассмотрение энергетического сообщества представлен целевой сценарий, предусматривающий достижение углеродной нейтральности к 2060 году.

Согласно сценарию, к 2050 году предусматривается перевод угольной и газовой генерации на безуглеродные АЭС, ГЭС и ВИЭ. Заданы достаточно умеренные темпы энергоперехода на горизонте до 2030 года: угольная генерация сокращается на 4%, объём газовой генерации не изменяется, безуглеродная выработка на АЭС, ГЭС и ВИЭ увеличивается на 25%. Ключевые изменения структуры генерации электроэнергии приходятся на 2031-2050 годы. Так, к 2050 году, по сравнению с 2020 годом, выработка на низкоуглеродной генерации увеличивается с 434 до 1 191 ТВт*ч (+175%), в т.ч. на АЭС (+146%, до 530 ТВт*ч), ГЭС (+22%, до 261 ТВт*ч) и ВИЭ (в 133 раза, до 400 ТВт*ч). Энергопереход осуществляется за счёт интенсивного вывода тепловой генерации: в частности, выработка угольной генерации сокращается на 41%, газовой – на 71%.

При этом инвестиции в снижение выбросов составят не менее 1% ВВП (более 1 трлн рублей) ежегодно до 2030 года и около 1,5-2% ВВП ежегодно в период с 2031 год по 2050 год.

Кроме того, в целевом сценарии предусмотрено введение углеродного регулирования, реализованное на базе региональных экспериментов, в отраслях с высокими выбросами парниковых газов. Валовое снижение выбросов предполагается обеспечить за счёт топливно-энергетического комплекса и ЖКХ – снижение фугитивных выбросов, то есть выбросов от утечек, испарения и сжигания топлива, по сравнению с 2020 годом на 88%. По остальным отраслям показатели изменения выбросов не приведены. Но расчётным путём получается, что энергетики и ЖКХ, по сути, обнуляют выбросы, а снижение по остальным отраслям достигается, в первую очередь, за счёт увеличения поглощающей способности лесов. Реализация указанного сценария приведёт к сокращению нетто-выбросов парниковых газов на 79% от уровня 2019 года и на 89% от уровня 1990 года. Для этих целей предусмотрены совокупные инвестиции в размере не менее 3,6 трлн рублей (160 млрд рублей в год) в увеличение поглощений до 2050 года с эффектом 665 млн т СО2.

С учётом предполагаемых масштабных затрат необходимо понимать к каким социально-экономическим последствиям это приведёт. Ведь буквально одной фразой указаны последствия от такой интенсивной декарбонизации энергетического сектора: «В то же время интенсификация инвестиций в декарбонизацию энергетического сектора может привести к росту стоимости электроэнергии на внутреннем рынке». Главное при этом отталкиваться от того, чтобы темпы энергоперехода не замедлили темпы роста экономики страны и не привели к негативным последствиям для населения и страны в целом. А такие риски имеются. В Стратегии, и это необходимо подчеркнуть, не указаны источники финансирования интенсификации столь масштабных инвестиций в декарбонизацию энергетического сектора, механизм их привлечения и гарантий возврата, а также не учитывается необходимость развития в аналогичном темпе смежных отраслей, таких как электросетевая инфраструктура. Важно оценить возможности промышленного производства новых низкоуглеродных мощностей в объёме до 200 ГВт.

В целом следует отметить, что в нашей стране сама идеология энергоперехода находится только в стадии формирования. Мы пока только прорабатываем варианты и контуры будущей национальной политики в условиях энергоперехода и сфере управления выбросами.

Низкоуглеродное развитие страны

На территории России расположено 20% мировой площади лесов, а российская тайга является одним из основных поглотителей CO2 в мире. Однако действующие международные и национальные методики не учитывают этот важнейший фактор в достаточной мере. Президент России в апреле текущего года в ходе своего выступления на Международном саммите по климату заявил, что Россия вносит без преувеличения колоссальный вклад в абсорбирование глобальных выбросов – как своих, так и чужих – за счёт поглощающих способностей наших экосистем, который оценивается в 2,5 млрд т CO2-эквивалента в год.

Главным вопросом, связанным с поглотительной способностью лесов, является выбор эффективной методики количественного определения объёма поглощения парниковых газов. Именно от методики зависит, какой предельный объём будет допустим для выбросов парниковых газов в России. Только тогда можно гарантировать развитие промышленности при выполнении страной климатических обязательств. Работа в этом направлении у нас проводится достаточно активно. В первом квартале 2021 года Минприроды внесло изменения в методику определения поглощающей способности российских лесов. По предварительным оценкам, совокупный эффект от корректировок может составить дополнительно 270-450 млн т СO2, а баланс поглощения парниковых газов российскими лесами вырастет примерно с 0,5 млн до 1,1 млн т СО2 в год.

Возвращаясь к Стратегии, отмечу, что целевой сценарий разработан исходя из предпосылок, что между странами-членами Парижского соглашения будут достигнуты договорённости, обеспечивающие возможность вклада России в достижение целей Парижского соглашения, с учётом необходимости выстраивания связей между глобальным рынком углеродных единиц и национальными обязательствами, а также обеспечения универсальных правил выпуска и признания углеродных единиц от добровольных климатических проектов. Появление таких недискриминационных условий позволит реализовывать наиболее эффективные климатические проекты в лесах, а также обеспечит поддержку устойчивого спроса на углеродные единицы.

Развитие лесного хозяйства наряду с разработкой и признанием на международном уровне отечественных методик, обеспечивающих адекватный учёт поглощающей способности российских лесов, – целесообразное направление российской политики в области борьбы с глобальным изменением климата.

Трансграничное углеродное регулирование

В рамках климатической повестки государства не только берут на себя обязательства по выходу к чистому нолю, но и пытаются понудить другие страны на подобные меры. Одним из таких инструментов является трансграничное углеродное регулирование (ТУР), которое собирается ввести у себя Евросоюз.

Согласно Регламенту ТУР, все импортёры в ЕС будут обязаны с 2026 года выкупать квоты на выбросы CO2 при производстве следующих товаров: электрическая энергия, алюминий, цемент, удобрения, железо и сталь. При этом список товаров – не окончательный, Еврокомиссия может изменять этот перечень, и она, скорее всего, это будет делать в будущем. Соответственно, третьим странам, товары которых экспортируются в ЕС, предлагается декарбонизировать электроэнергетический сектор и совершить иные мероприятия в рамках энергоперехода в течение четырёх лет.

Чтобы оценить наши потери, необходимо понимать, какие данные будут использоваться Еврокомиссией для определения «зелёности» нашего экспорта, в том числе при расчёте налога на электроэнергию. Вопрос – примет ли нашу очевидную аргументацию Евросоюз – пока ещё открыт.

Как российская энергетика может снизить негативный эффект от введения европейского углеродного налога на импорт?

Например, «ЕвроСибЭнерго» организовала замеры выбросов парниковых газов от водохранилищ своих ГЭС. Коллеги получили интереснейшие результаты, в соответствии с которыми электроэнергия сибирских ГЭС оказалась одна из самых низкоуглеродных в мире: 0–20 г CO2-экв. на 1 кВт*ч, это показатели ГЭС Канады и Норвегии. В результате данной работы опровергнуты заявления ряда зарубежных исследователей о том, что выбросы крупных водохранилищ ГЭС при пересчёте на кВт*ч достаточно высоки.

Нельзя не сказать о российских АЭС, совокупная установленная мощность которых составляет 29,4 ГВт. Благодаря атомной энергии Россия экономит до 110 млн т выбросов CO2 в год (до 7% от всех выбросов). Напомню, что в апреле семь стран (Чехия, Польша, Румыния, Венгрия, Словакия и Словения) во главе с Францией, располагающей одним из самых больших парков АЭС, обратились с официальным письмом в Европейскую Комиссию и выступили против тотального запрета АЭС с требованиями приравнять атомную энергетику к низкоуглеродным технологиям. 27 сентября появилась информация, что до конца текущего года Еврокомиссия опубликует предложения о таксономии устойчивого финансирования ЕС, которые в том числе будут содержать информацию о квалификации инвестиций в ядерную энергетику и газовые электростанции как «устойчивые». Еврокомиссар по вопросам внутреннего рынка Тьерри Бретон заявил о необходимости сохранения АЭС в ЕС до 2050 года.

Правительство РФ в ответ на введение трансграничного углеродного налога в настоящий момент рассматривает разные альтернативы. Конечно, хотелось бы избежать уплаты ТУР за счёт продажи в ЕС низкоуглеродной электроэнергии и других экспортных товаров. Но если придётся платить ТУР, то лучше платить налоги в российский бюджет, чем в бюджет ЕС.

В любом случае, не сомневаюсь, что государственные подходы в рамках энергоперехода будут выработаны с учётом социальных интересов, а также климатических и территориальных особенностей Российской Федерации.

Энергоэффективность как направление снижения углеродоёмкости страны

Говоря про отрасли, у нас один из самых высоких уровней электроёмкости производства – в металлургии, химической промышленности и машиностроении. И если в машиностроении доля затрат на электроэнергию в производстве достаточно низкая, то для металлургии и химической промышленности – это значимая статья затрат. Высокая электроёмкость этих отраслей потенциально сокращает конкурентоспособность на мировом рынке. И если пока доля затрат на электроэнергию в себестоимости относительно невысока за счёт более низких цен на электроэнергию, то в дальнейшем более высокая электроёмкость может не позволить получить требуемый уровень цен на продукцию на мировом рынке.

Энергоэффективность как раз может быть одним из ключевых инструментов декарбонизации. Более того, эта мера должна быть номером один среди мер по декарбонизации в кратко- и среднесрочной перспективе.

Исторически, для обеспечения роста ВВП на душу населения на 1% необходимо снизить энергоёмкость ВВП на 0,5–0,8%. Эта цифра растёт по мере повышения уровня экономического развития. Для конечного пользователя важно, что всё это приводит к снижению цен на энергию и уровня бедности в целом. Доказано, что в странах, у которых средняя цена на энергию ниже, доля расходов на энергию в ВВП не ниже, а выше. А низкие цены на энергию консервируют технологическую отсталость и для обеспечения экономической доступности энергии рост дохода более важен, чем сдерживание роста цен.

Зачем вообще заниматься энергоэффективностью? Её повышение позволяет решить ряд проблем: обеспечить экономическую доступность энергии и конкурентоспособность, смягчить остроту проблемы ограниченности природных ресурсов с одновременным поддерживанием роста при жёстких экологических требованиях. Ну и, конечно, обеспечивать энергетическую безопасность.

Как отмечает лауреат Нобелевской премии, генеральный директор Центра энергоэффективности – XXI век Игорь Башмаков, для достижения углеродной нейтральности к 2050 году темпы снижения энергоёмкости глобального ВВП должны повыситься до 4% против 1% в ретроспективе. Поэтому ответ на вопрос, нужно ли заниматься энергоэффективностью, становится очевидным. Если бы сегодня вся страна перешла на лучшие из доступных технологий, которые уже применяются в мире, то мы снизили бы потребление энергии в два раза.

В электроэнергетике первый шаг со стороны государства уже сделан в части запуска процедуры модернизации тепловой генерации, позволяющей вывести старую неэффективную мощность, провести обновление действующих мощностей, в том числе с повышением эффективности производства электроэнергии, а также реализовать проекты строительства более эффективной генерации, использующей парогазовый цикл.

Конечно, нельзя не отметить низкую энергоэффективность в сфере ЖКХ. Это связано как с высоким физическим, так и со значительным моральным износом коммунальной инфраструктуры. Как следствие, с одной стороны, значительная доля затрат на поддержание работоспособности систем при одновременном сниженном уровне надёжности и высоких уровнях потерь, с другой стороны – отсутствие необходимого объёма средств на модернизацию и обновление инфраструктуры. Обновление необходимо с применением современных технологий, и понятно, что без участия местных и федерального бюджетов проблему решить практически невозможно.

Но, при этом, в этой сфере есть и положительные примеры, так как разговоры про энергоэффективность в ЖКХ и теплоснабжении начались не вчера.

С гордостью отмечу, что уже есть успешные кейсы от компании «Т-Плюс»: пилотные программы «Цифровая теплосеть» и «Цифровая станция». Они предполагают автоматизацию процесса теплоснабжения в режиме реального времени. Цифровая система отслеживает параметры от гидравлического и температурного режима до роботизированной диагностики состояния трубопроводов при полном технологическом и коммерческом учёте. Коллеги подсчитали, что реализация программ приведёт к сокращению выбросов CO2 более чем на 50 тыс. т в год, что составляет около 2,5% от фактического уровня эмиссии предприятий «Т Плюс» в Екатеринбурге. Это отличные показатели для пилотных проектов.

Развитие ВИЭ в России и их роль в энергопереходе

Главный итог завершившегося на прошлой неделе отборе ДПМ ВИЭ 2.0 – резкое снижение средних цен относительно отборов 2017-2020 годов.

В части ветрогенерации снижение составило 2,34 раза. Один из участников снизил цену по пакету проектов относительно предельной величины (около 6 тыс. рублей за 1 МВт*ч) в 2,7 раза. Эти заявки прошли отбор и оказались даже ниже средней цены оптового рынка, но цена энергии ВЭС по итогам конкурса сложилась в среднем выше одноставочной цены оптового рынка и модернизации паросилового оборудования тепловых электростанций. Снижение цены по объектам солнечной генерации относительно предельной величины (10,5 тыс. рублей за 1 МВт*ч) составило 1,9 раза, относительно отборов 2017-2020 годов – 3 раза.

Это действительно серьёзная заявка в конкурентной борьбе с другими типами генерации. Однако, говоря о судьбе ВИЭ в РФ нужно ответить на несколько серьёзных вопросов.

Прежде всего, стоимостной вопрос. Наиболее целесообразно развивать ВИЭ в странах с высокой ценой на энергоносители, что, в свою очередь, приводит к высокой цене на электроэнергию и стимулирует энергопереход. Даже там требовались специальные меры поддержки ВИЭ, а по мере роста цен на электроэнергию, как например в ЕС в текущем году, стали возникать ситуации, при которой ВИЭ стали окупаемыми.

В отличие от России, которая богата углеводородами. Производство электро- и теплоэнергии за счёт газа и угля в нашей стране является наиболее эффективным – цены на электроэнергию сегодня в несколько раз меньше, чем в ЕС. Поэтому важнейшую роль в определении перспектив развития ВИЭ играет фактор стоимости электроэнергии от возобновляемых источников. Но на сегодняшнем этапе без мер поддержки ВИЭ не окупаются.

Особенностью текущего перехода является жёсткое общественно-политическое давление. Ведь обычно энергетические переходы происходили в результате межтопливной конкуренции по относительной эффективности энергоносителей.

Так как пока объёмы ВИЭ в нашей стране незначительны, остро не вставал вопрос с неравномерностью выработки ВИЭ и, как следствие, необходимости резервирования. Поскольку какого-либо существенного удешевления технологии в области сохранения и накопления энергии на данный момент нет, то ВИЭ резервируется за счёт традиционной генерации. Соответственно, это пока бесплатное резервирование. Плюс развитие ВИЭ потребует инвестиций в электросетевой комплекс.

Кроме того, наша страна входит в пятерку стран по объёму производства тепловой энергии в мире и занимает первое место по протяженности тепловых сетей. Основными источниками тепловой энергии являются тепловые электростанции (до 50%). Возможно, в наших климатических условиях использование электрокотельных от ВИЭ будет менее эффективным по сравнению с традиционными когенерационными энергоносителями.

Подводя итог отмечу, что темпы перехода на ВИЭ будут зависеть от нескольких факторов, а именно, развитие и стоимость технологий – при удешевлении технологий ВИЭ и накопителей, скорость перехода на ВИЭ значительно ускорится.

Переток.ру