Затраты и выгоды реализации стратегий низкоуглеродного развития России: перспективы до 2050 года


Затраты и выгоды реализации стратегий низкоуглеродного развития России: перспективы до 2050 года

Башмаков И.А.
д. э. н., исполнительный директор Центра
по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ)
Мышак А.Д.
исследователь ЦЭНЭФ

В рамках уникального для России проекта эксперты ряда российских и зарубежных исследовательских групп1 разработали сценарии динамики выбросов парниковых газов (ПГ), порожденных российским сектором «энергетика» — все виды деятельности, в которых сжигается топливо и происходят выбросы ПГ и (или) их утечка в атмосферу при его добыче, транспортировке и конечном использовании. Проект организован с целью определить масштабы затрат и выгод, связанных с реализацией стратегий низкоуглеродного развития России до середины XXI в., и выяснить, будет такое развитие тормозом или источником экономического роста в России.

В результате получены взвешенные и сбалансированные ответы на вопросы о наличии связи между экономическим развитием России и переходом на низкоуглеродные траектории развития и о возможных обязательствах по контролю за выбросами ПГ, которые может взять на себя Россия на период до 2030 и 2050 гг. Предварительно были согласованы условия расчетов по определению долгосрочных траекторий выбросов ПГ как для большей сопоставимости результатов, так и для более полного охвата и структурирования «пространства решений» задачи контроля за выбросами (Башмаков, 2013). Правительственный план мероприятий по обеспечению установленного объема выбросов парниковых газов предполагает разработку сценарного прогноза таких выбросов на период до 2020 г. и на перспективу до 2030 г. Данный проект — важный шаг в выполнении этого пункта плана.

Тенденции в динамике выбросов парниковых газов в России2

Официальная информация об объемах выбросов ПГ в России приводится в ежегодном «Национальном докладе о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом», который представляет Росгидромет и готовит Институт глобального климата и экологии Росгидромета и РАН (Росгидромет, 2013). Многие страны продолжали наращивать выбросы, но усилиями лишь России удалось на целый год задержать негативное антропогенное воздействие на климат. В 1991-2000 гг. наша страна внесла самый значимый вклад в снижение глобальных выбросов ПГ. Наиболее существенно они снизились в 1990-1998 гг. Затем выбросы стали медленно расти, что компенсировалось ростом стоков. В 2011 г. в России выбросы и стоки всех ПГ из всех источников оказались на 51% ниже уровня 1990 г. (один из самых высоких показателей в мире), а выбросы ПГ в энергетическом секторе — на 30% ниже. В 2000-2010 гг. выбросы в России выросли незначительно. В 1991-2010 гг. они кумулятивно снизились (с учетом стоков) на 32,3 млрд т. CO2-экв. Это превышает глобальный годовой выброс CO2от сжигания топлива, равный 31,3 млрд т CO2-экв. в 2011 г. (IEA, 2013).

В 1991-2011 гг. Россия была мировым лидером по кумулятивному снижению выбросов ПГ и в значительной степени компенсировала прирост выбросов в других регионах мира. Если в мире выбросы CO2 в секторе «энергетика» в 1990-2010 гг. выросли на 45%, то в России они снизились на 37%. Кумулятивное снижение выбросов CO2 в секторе «энергетика» в России за 1991-2011 гг. равно пятилетней эмиссии ЕС, превышает трехлетнюю эмиссию США и двухлетнюю эмиссию Китая. В России в структуре выбросов ПГ доминируют энергетические отрасли и технологические выбросы и утечки в них. В целом на отрасли ТЭК в 2010 г. пришелся 71% всех выбросов в секторе «энергетика». Основными источниками прироста выбросов в 2000-2011 гг. стали: автомобильный транспорт (46%), выработка электроэнергии (44%), здания (31%), трубопроводный транспорт (14%) и промышленность (10%). Основными источниками снижения выбросов в этот период были производство тепловой энергии (компенсировало 46% прироста) и сельское хозяйство (компенсировало 7% прироста).

Факты разительно контрастируют с широко распространенным мнением, что главной причиной снижения выбросов в России стал экономический кризис первой половины 1990-х годов. Если бы это было так и никакие другие меры политики не давали эффекта, то в 2011 г. в России выбросы уже превысили бы уровень 1990 г. Вплоть до 1995 г. падение экономической активности приводило к снижению выбросов (рис. 1), как и в годы кризисов — 1998 и 2009 гг. Если бы в 2000-2011 гг. экономический рост был равномерным во всех сферах деятельности и отсутствовал прогресс в снижении удельных расходов энергии и удельных выбросов, то в 2011 г. выбросы ПГ в секторе «энергетика» на 3,6% превысили бы уровень 1990 г. Однако в действительности они были на 30% ниже.

Основной вклад в снижение выбросов в российской экономике при высоких темпах роста внесла политика структурных реформ. Потенциал увеличения выбросов за счет экономического роста был нейтрализован действием ряда факторов, которые их снижали: структурные сдвиги в экономике обеспечили 84,1% такого снижения, сокращение удельных выбросов ПГ на единицу топлива за счет роста доли использования природного газа — 4,2; повышение энергоэффективиости — 8,8; рост загрузки производственных мощностей — 2,3, ценовой фактор — 0,5%. Каждый процент прироста (снижения) ВВП сопровождался ростом (снижением) выбросов ПГ в секторе «энергетика» только на 0,35%. Поскольку основными источниками выбросов выступают секторы, слабо подверженные циклическим колебаниям экономической конъюнктуры (отрасли ТЭК, жилищный сектор и автомобильный транспорт), при падении ВВП структурный фактор относительно замедляет снижение выбросов, а при росте ВВП, напротив, замедляет их рост. Эффект влияния циклических факторов усиливается при учете колебаний загрузки производственных мощностей: при ее падении в фазе кризиса удельные расходы энергии и вслед за ними удельные выбросы растут, а при снижении, напротив, падают.

Повышение эффективности использования энергии также способствовало снижению выбросов. Однако вклад технологического фактора в снижение энергоемкости ВВП не превысил 1% в год — примерно, как в развитых странах. Сократить технологический разрыв с ними в уровне энергоэффективности в 2000-2010 гг. практически не удалось.

Практика опровергла тезис о том, что сдерживание выбросов CO2 чревато потерями экономического роста для России. Если бы в 2006-2008 гг. российская экономика росла без перегрева (примерно на 5% в год), не пытаясь реализовать еще один ложный посыл об удвоении ВВП за семь лет, то, возможно, прироста выбросов CO2 и ПГ в целом в 1998-2011 гг. в России не было бы совсем. Главная ошибка автора этого тезиса А. Илларионова в том, что он не учел эффект структурных сдвигов и механически перенес результаты межстранового анализа для стран с инвестиционной моделью роста (в значительной степени за счет строительства новых мощностей) на Россию, где в 2000-2011 гг. доминировал восстановительный рост (в основном за счет повышения загрузки имеющихся производственных мощностей, а не ввода новых).

Эволюция взглядов на перспективы динамики выбросов парниковых газов в России3

Прогнозированием динамики выбросов ПГ в секторе «энергетика» России занимается сравнительно небольшая группа экспертов, но база данных содержит немало сценариев, сформированных в 2008-2012 гг. как российскими, так и зарубежными группами. Башмаков и Мышак (2014) рассмотрели 26 исследований и 71 сценарий. В этих работах различаются горизонты и аппарат прогнозирования, широта охвата источников и стоков парниковых газов.

Анализ этих сценариев, объединенных в пять семейств, показал, что зона неопределенности прогнозных траекторий выбросов ПГ в секторе «энергетика» очень широкая: диапазон их прогнозных значений на 2050 г. составлял от 220 млн до 6500 млн т CO2-экв.

Кризис 2008-2009 гг. и последующая переоценка вероятных темпов развития российской экономики сделали невозможной реализацию сценариев «Дорога Сизифа» (траектории с уровнями выбросов свыше 5000 млн т CO2-экв. в 2050 г.). Прогнозы семейства сценариев «Зона базовой линии» опирались на гипотезу о том, что такие параметры, как энергоемкость ВВП и углеродоемкость энергии, будут изменяться инерционно, темпами, которые наблюдались в ретроспективе, при отсутствии успешных мер для их ускорения. Согласно семейству сценариев «Углеродное плато», с большой вероятностью уровень выбросов ПГ в секторе «энергетика» 1990 г. не будет превышен вплоть до 2060 г. за счет успешной реализации мер политики по модернизации российской экономики. Семейство сценариев «Низкоуглеродная Россия» предполагало реализацию специальных мер политики по ограничению выбросов: введение налогов на выбросы ПГ или системы торговли квотами; внедрение технологий утилизации шахтного метана и улавливания и захоронения углерода; ускоренную трансформацию топливного баланса электроэнергетики и автомобильного транспорта в связи с введением жестких квот на выбросы и др. При этом размеры платы или жесткость квотирования выбросов в этой группе сценариев умеренные. Наконец, семейство сценариев «Низкоуглеродная Россия — агрессивная политика» исходило из того, что Россия принимает жесткие обязательства по значительному снижению выбросов.

В сентябре 2013 г. был принят Указ Президента РФ № 752 «О сокращении выбросов парниковых газов», предусматривающий их сохранение на уровне не выше 75% от значения 1990 г. На основе прогнозов, большинство которых было подготовлено в 2008-2012 гг. при существенно разных допущениях о возможных параметрах развития российской экономики, трудно понять, можно ли в нашей стране гарантированно выполнить требования этого указа. Сложно ответить и на другие вопросы: какой может быть «цена» такого сокращения; какие обязательства может взять на себя Россия на периоды до 2030 и до 2050 гг.; может ли она сократить эмиссию на 50% и больше? Ответы на эти и подобные вопросы надо знать, особенно накануне очередного раунда переговоров по новому глобальному соглашению, которое должно (может) быть подписано в Париже в 2015 г. Для ответа на эти вопросы и был реализован настоящий проект, который позволил объединить усилия нескольких исследовательских групп для актуализации их прогнозов.

Согласованные сценарии и «вйдения» будущего

Для выявления серьезных проблем, с которыми страна может столкнуться в будущем, и принятия упреждающих решений, позволяющих если не полностью их решить, то хотя бы заметно снизить их остроту, нужны долгосрочные прогнозы. Из-за необходимости смены модели экономического развития; комплекса проблем, обусловленных сложной демографической ситуацией; инерционности экономических систем, определяющей потребность как в заблаговременном принятии важных решений, так и в оценке их долгосрочных последствий, стало появляться все больше прогнозов развития и экономики России в целом и ее существенных подсистем уже не только до 2030-2040 гг., но и до 2050 г. и далее.

Для проведения прогнозных расчетов аналитические группы используют комплексные модели экономико-энерго-экологических систем разной сложности. Они различаются подходом к долгосрочному моделированию (оптимизационные и имитационные модели), степенью детализации процессов производства и потребления энергоресурсов, при которых происходят выбросы ПГ, степенью охвата самих ПГ, гибкостью отражения набора мер по контролю за их выбросами.

Чтобы принимать обоснованные решения, надо сравнивать результаты прогнозов и оценивать степень согласия и несогласия экспертного сообщества по поводу важнейших параметров устойчивого развития и политики ограничения выбросов ПГ. Хотя бы часть прогнозных расчетов нужно проводить с учетом согласованных допущений, тогда можно оценить меру согласия или несогласия экспертов, связанную как с различиями в концепциях и инструментарии анализа, так и с условиями расчетов.

Сценарии динамики выбросов ПГ на перспективу до 2050 г. и далее опираются на социально-экономические «видения» будущего, которое в силу его неопределенности не может быть однозначным. Эти «видения» описываются сценариями, содержащими качественные характеристики развития (определения концепций, драйверов и набора количественных оценок входных переменных, а также других параметров моделей). При формировании сценариев были выбраны различные сочетания зон неопределенности (табл. 1).

Таблица 1

Матрица семейств сценариев*


«Видения» (концепции) будущего

Основные экзогенные показатели

динамический рост

умеренный экстенсивный рост

умеренный интенсивный рост

медленный рост

Население

В

С

С

Н

ВВП**

В

С

С

Н

Рост производительности факторов производства за счет технологического прогресса

Высокий (3-4% в год)

Умеренный (1-2% в год)

Выше умеренного (2-3% в год)

Низкий (0,5-1% в год)

Добыча нефти

В

С

С

Н

Добыча природного газа

В

С

С

Н

Цены на нефть

В

С

С

Н

Меры по контролю

Действующие

Действующие

Действующие

Действующие

за выбросами (см. врезку)

Новые

Новые

Новые

Новые

Решительные

Решительные

Решительные


* В менее вероятная верхняя зона; С более вероятная зона; Н менее вероятная нижняя зона.

** Если ВВП определяется в модели, то параметры его роста не задаются. Источник: Башмаков, 2013.

Всего прогнозные группы реализовали 30 сценариев, охватывающих практически все пространство «видений» будущего. Степень заполненности ячеек матрицы сценариев существенно различается. Тем не менее каждое семейство содержит хотя бы один сценарий.

ЦЭНЭФ рассмотрел И сценариев (И. А. Башмаков); ИНП РАН — 8 (Ю. В. Синяк); ИНЭИ РАН — 2 сценария, использованных при разработке концепции Энергетической стратегии РФ до 2050 г. (А. А. Макаров); РАНХиГС и ИЭП — 5 (О. В. Луговой, Д. С. Гордеев и В. Ю. Поташников); МТИ — 2 (С. В, Пальцев и Е. Б. Калинина); в публикации МЭА «Перспективы энергетических технологий 2012» (IEA, 2012) рассмотрено 3 сценария. Наиболее широко представлены сценарии с умеренными темпами экономического роста и «действующими» или «новыми» мерами по контролю за выбросами.

Большинство прогнозов едины в том, что в дальнейшем темпы роста ВВП России будут умеренными и станут снижаться. Сценарии существенно расходятся в отношении оценок перспектив экономического роста в России (рис. 2), что в значительной степени определяется различными «видениями» будущего. Зона неопределенности динамики ВВП разделена на три сегмента: «медленный рост» (менее вероятная нижняя зона) — до 2% в 2013-2030 гг., до 1% в 2031-2050 гг. с возможным прекращением роста после 2050 г.; «умеренный рост» (более вероятная зона) — на 2-4% в 2013-2030 гг., на 1-3% в 2031 — 2050 гг.; «динамичный рост» (менее вероятная верхняя зона) — на 4% и более в 2013-2030 гг., на 3% и более в 2031-2050 гг. В большинстве комплексных моделей динамика ВВП задана. Только в нескольких моделях она корректируется с учетом влияния параметров политики по контролю за выбросами. Ясно, что разные уровни и структура потребления первичной энергии меняют условия экономического развития.

Врезка

Перечень мер политики по контролю за выбросами ПГ

«Действующие» меры — меры, принятые нормативными документами и уже действовавшие до состоянию на лето 2013 г., с коррекцией на возможность достижения сформулированных в них целевых установок. Эти меры частично содержат пункты утвержденного правительством РФ 25 апреля 2011 г. «Комплексного плана реализации Климатической доктрины Российской Федерации на период до 2020 года».

«Новые» меры — меры, реализация которых позволит поддерживать выбросы как минимум на 25% ниже уровня 1990 г.*, включая меры, предусмотренные «Комплексным планом», но еще не введенные. Их запуск возможен до 2020 г, Они включают: разработку и внедрение экономических инструментов ограничения выбросов ПГ; реализацию дополнительных мер политики по повышению энергоэффективности, особенно в промышленности; реализацию мер по увеличению использования возобновляемых источников энергии, атомной энергии и когенерации; повышение топливной экономичности транспортных средств, стимулирование строительства «пассивных» зданий.

«Решительные» меры - меры, нацеленные на глубокое сокращение выбросов ПГ по сравнению с базовой траекторией и удержание их как минимум на уровне на 50% ниже значения 1990 г., включая электрификацию автомобильного транспорта и существенный рост доли гибридных автомобилей; переход к строительству преимущественно «пассивных» зданий; реализацию проектов по сооружению объектов в области электроэнергетики и промышленности для улавливания и захоронения углерода; существенное повышение налога на CO2 или ужесточение квот, ведущее к росту стоимости CO2 на рынке торговли ими.

* Это соответствует целевой установке Указа Президента РФ № 752 от 30.09.2013 г. «О сокращении выбросов парниковых газов».

Траектории выбросов парниковых газов

Экономический рост в России затормозился не из-за ограничений на выбросы ПГ. Он замедлился по совершенно другим причинам после 2009 г., что привело к пересмотру перспектив развития российской экономики и кратному снижению верхних оценок будущих уровней выбросов ПГ (высокий уровень согласия4). Максимальные значения выбросов в 2050 г. во всех 30 сценариях не превышают 3100 млн т CO2-экв., хотя в прогнозных расчетах, сделанных до кризиса, они превосходили отметку 6000 млн т. Зона базовой линии выбросов ПГ существенно сдвинулась вниз. За шесть лет (2008=2014 гг.) пересмотр возможностей развития российской экономики привел к ее смещению для 2050 г. на 1500=3200 млн т CO2-экв. (рис. 3), что сопоставимо или существенно превышает выбросы ПГ в секторе «энергетика» в 2011 г. (1920 млн т CO2-экв.).

С очень большой вероятностью выбросы трех ПГ в секторе «энергетика» России до 2060 г. выйдут на абсолютный верхний предел (пик), который будет по меньшей мере на 11% ниже значения 1990 г. (высокий уровень согласия). Только в двух сценариях при очень маловероятном сочетании исходных условий расчетов выбросы ПГ «пробивают» потолок 1990 г. и продолжают расти. Развитие по сценариям с «действующими» мерами политики формирует зону базовой линии, которая до 2050 г. не достигает значения 1990 г. (см. рис. 3). После выхода на пик во многих сценариях уже к 2050 г. выбросы ПГ начинают сокращаться.

Чем шире будет набор мер политики по контролю за выбросами ПГ, тем ниже окажется абсолютный верхний предел (пик) выбросов трех ПГ в секторе «энергетика» России (высокий уровень согласия). Набор мер политики, структурные и технологические параметры развития экономики более значимы при определении траекторий выбросов ПГ, чем собственно темпы роста ВВП. Медианное значение динамики выбросов заметно снижается только при переходе от группы сценариев с маловероятным динамичным ростом экономики к группам сценариев с умеренным интенсивным ростом (примерно на 500 млн т CO2-экв., см. рис. 3), а при переходе от этой группы к группам сценариев с умеренным экстенсивным или медленным ростом диапазон выбросов больше зависит от набора мер политики, чем от темпов экономического роста. Для сценариев с «решительными» мерами выбросы остаются на 35% ниже значения 1990 г.

Не во всех сценариях можно выполнить требования целевой установки указа № 752 удержать выбросы к 2020 г. на уровне на 25% ниже значения 1990 г. (высокий уровень согласия). Для выполнения этих требований нужно не только повысить эффективность реализации «действующих» мер политики, но и запустить ряд «новых». В 2050 г. в сценариях с «новыми» мерами политики выбросы ПГ с большой вероятностью не превышают 65°о от значения 1990 г., а в сценариях с «решительными» мерами они могут снизиться до 50%5.

Темпы снижения энерго- и углеродоемкости

По мере снижения темпов экономического роста замедляются темпы уменьшения энергоемкости (из-за сокращения вклада структурного фактора и разрыва с технологической границей), и для снижения выбросов ПГ все важнее становится внедрение низкоуглеродных технологий (высокий уровень согласия). Темпы снижения энергоемкости ВВП определяются интенсивностью структурных сдвигов в экономике: чем быстрее рост, тем значительнее вклад структурных сдвигов. По мере замедления экономики разрыв в темпах роста энерго- и малоэнергоемких видов деятельности сокращается, что ведет к снижению вклада этого фактора. Активная модернизация технологій и сокращение разрыва с параметрами наилучших доступных технологий ограничивают повышение энергоэффективности. Эти два фактора замедляют снижение энергоемкости ВВП с 1,3-3,3% в 2030 г. до 1-2,5% к 2050 г. (рис. 4).

Чтобы уменьшить выбросы ПГ, необходимо снижать углеродоемкость первичной энергии до 2030 г. темпами, которые имели место в 2000-2012 гг., а затем — еще быстрее. Для сценариев с «действующими» мерами политики снижение углеродоемкости на всем временном горизонте не превышает 0,6%, а с «новыми» — 1,2% в год. Для сценариев с глубоким сокращением выбросов и «решительными» мерами снижение резко ускоряется к концу периода — до 3-5% в год. Если до 2030-2040 гг. заметно ограничить выбросы удается в основном благодаря повышению энергоэффективности, то затем в большей мере — за счет развития низкоуглеродных источников энергии.

Производство и потребление энергии и топлива

Потребление первичной энергии будет расти медленно: до 2030 г. не более чем на 1-1,5%, а затем — менее чем на 1% в год (высокий уровень согласия). В большинстве сценариев, вероятность реализации которых достаточно велика, потребление первичной энергии растет в 2013-2050 гг. в среднем не более чем на 1% в год и не превышает в 2050 г. 1400 млн т у. т. До 2030 г. рост может быть более динамичным, но затем по мере снижения темпов роста экономики (рис. 5) и расширения набора мер по контролю за выбросами снижаются и темпы роста потребления первичной энергии. Россия близка к переходу на траекторию развития с практически постоянным потреблением первичной энергии, по которой уже около десяти лет развиваются страны ОЭСР и, как ожидается, будут развиваться и дальше. Для сценариев с «новыми» и «решительными» мерами возможны практическая стабилизация или даже снижение потребления первичной энергии.

В результате ускоренного развития низкоуглеродных источников энергии потребление органических видов топлива будет расти медленнее, чем первичной энергии: с большой вероятностью среднегодовой рост не превысит 0,7% (высокий уровень согласия). В большинстве сценариев потребление органического топлива (угля, нефтепродуктов и природного газа) выходит на пик в 2030-2040-е годы, а затем начинает сокращаться, что и определяет выход на пик выбросов ПГ в секторе «энергетика». Чем активнее используются «новые» и «решительные» меры контроля за выбросами, тем ниже пик потребления органического топлива. При реализации «решительных» мер оно начинает абсолютно сокращаться.

С большой вероятностью потребление угля достигнет пика до 2040 г. Маловероятно, что до этого среднегодовые темпы роста его внутреннего потребления превысят 1% (высокий уровень согласия). В сценариях с активным использованием «новых» и «решительных» мер контроля за выбросами ПГ потребление угля к 2050 г. может сократиться в 1,5-3 раза по сравнению с нынешним уровнем. Наиболее значительно оно может снизиться в 2020-2030 гг. после введения цены на углерод, что приведет к неконкурентоспособности угольной генерации. Только при существенном повышении цены углерода (это позволит активно применять технологии его захвата и захоронения) уголь может сохраниться в топливном балансе промышленности и электроэнергетики после 2030 г.

Согласно большинству прогнозов, Россия достигла или в ближайшие годы достигнет пика добычи нефти, которая затем начнет снижаться (высокий уровень согласия). Динамика внутреннего потребления сырой нефти в значительной мере определяется масштабами ее переработки. До 2030 г. потребление сырой нефти в разных сценариях растет или стабилизируется, а затем вслед за снижением добычи стабилизируется или падает. Рост потребления нефтепродуктов преимущественно на автомобильном транспорте приводит к снижению потенциала их экспорта даже при значительном увеличении использования на транспорте природного газа.

С большой вероятностью среднегодовые темпы роста внутреннего потребления природного газа не превысят 1% (высокий уровень согласия). Во многих сценариях, особенно с использованием «новых» и «решительных» мер контроля за выбросами, его потребление стабилизируется или даже снижается. Самый большой разброс оценок в группе сценариев «динамичный рост» — от 230 млрд до 810 млрд куб. м в 2050 г. В сценариях «умеренный рост» диапазон оценок несколько уже. Доля природного газа в энергобалансе остается высокой. По мере расширения применения низкоуглеродных технологий при реализации «новых» и «решительных» мер она может снижаться до 40-50% в 2030 г. и 30-45% в 2050 г. Важный фактор сравнительно медленного роста потребления природного газа при увеличении использования газопотребляющего оборудования — возможность заметно повысить его энергоэффективность, особенно при производстве электроэнергии.

Основные сценарии характеризуются адекватным обеспечением добычи природного газа его запасами, в отличие от нефти. Это существенно снижает вероятность реализации сценариев с высокими темпами роста экономики (высокий уровень согласия). Суммарная добыча нефти за 2014-2050 гг. в сценариях «динамичный рост» с высокими уровнями добычи нефти и газа достоверными запасами нефти полностью не обеспечена. С учетом необходимости поддерживать добычу на уровне 2050 г. в течение еще десяти лет вероятность ее обеспечения запасами не превышает 50%. Уже сегодня необходимо приступить к реализации программ замещения нефтепродуктов на транспорте. По многим сценариям суммарная добыча газа достоверными запасами также полностью не обеспечена, однако такая вероятность за пределами 2050 г. существенно выше — примерно 85%.

Потребление электроэнергии и развитие низкоуглеродных технологий ее генерации

Производство и потребление электроэнергии во всех сценариях до 2050 г. будут расти быстрее потребления первичной энергии. Среднегодовые темпы роста потребления электроэнергии в 2013-2050 гг. вероятнее всего составят 0,8-2,2%, а выработка электроэнергии в 2050 г. — 1250-2400 млрд кВт-ч. Доля расходов первичной энергии, идущих на генерацию электроэнергии, устойчиво растет во всех сценариях, как и доля электроэнергетики в структуре выбросов ПГ, связанных со сжиганием топлива (высокий уровень согласия). К 2020 г. производство электроэнергии может составить 1050-1250 млрд кВт-ч (рис. 6). За пределами 2020 г. по мере электрификации основных секторов экономики, удорожания топлива и развития «зеленых» и ядерных технологий генерации электроэнергии рост ее потребления может несколько ускориться. Для более вероятных сценариев выработка электроэнергии в 2050 г. не превысит 2400 млрд кВт-ч, нижняя граница прогнозов составляет около 1250 млрд кВт-ч.

В связи с ростом доли расходов первичной энергии, идущих на генерацию электроэнергии, ключевым фактором политики ограничения выбросов ПГ выступает снижение удельных выбросов ПГ на единицу вырабатываемой электроэнергии (высокий уровень согласия). Отчасти это возможно благодаря повышению эффективности выработки электроэнергии на угольных и газовых электростанциях (с последующим развитием технологии захвата и захоронения углерода), но в основном за счет развития низкоуглеродной генерации электроэнергии. При реализации только «действующих» мер политики удельные выбросы снизятся с 393 г CO2/кВт ч в 2013 г. до 330-390 г CO2/кВт-ч в 2050 г. В сценариях с «новыми» мерами удельные выбросы снижаются до 220-290, а в сценариях с «решительными» — до 150-175 г CO2/кВт ч в 2050 г. Но это возможно только при значительном повышении доли низкоуглеродной генерации электроэнергии.

Доля электроэнергии, вырабатываемой на низкоуглеродных источниках — ГЭС, АЭС и НВИЭ (нетрадиционные возобновляемые источники энергии), — функция как динамики потребления электроэнергии и политики увеличения ее экспорта, так и мер по развитию этих источников (высокий уровень согласия). В 2000-2013 гг. эта доля составляла 33-35%. В период до 2050 г. динамика этого показателя заметно различается: к 2030 г. наиболее вероятен диапазон 30-45%, к 2050 г. в зависимости от спроса на электроэнергию и прогресса в развитии АЭС и «зеленой» генерации в сценариях с «новыми» мерами политики эта доля может оказаться в диапазоне 39-50%, а в сценариях с «решительными» — повыситься до 60-65%.

Определенность динамики выработки электроэнергии на ГЭС выше, чем для других видов ее низкоуглеродных источников. Среднегодовые темпы роста выработки на ГЭС могут составить 1% в сценариях с «действующими» и повыситься до 1,5% — с «решительными» мерами (высокий уровень согласия). Выработка электроэнергии на ГЭС может возрасти в различных сценариях до 186-235 млрд кВт-ч к 2030 г. и до 195-400 млрд кВт-ч к 2050 г. с более вероятным диапазоном значений 210-280 млрд кВт-ч.

Существенно хуже определены перспективы развития АЭС и НВИЭ. Выбор между ними принципиально важен для дальнейшего формирования низкоуглеродной генерации электроэнергии (высокий уровень согласия). Заметно различаются прогнозные оценки ввода новых мощностей (рис. 7), возможностей финансовой поддержки со стороны государства и использования рыночных механизмов для развития этих технологий. В России, как и за рубежом, решения о поддержке низкоуглеродной генерации основаны в значительной мере не на экономических и экологических, а на политических, включая оборонные, соображениях.

Перспективы развития ядерной энергетики определяются возможностями изменения тенденции к росту удельной стоимости строительства АЭС и сохранения сильной бюджетной поддержки такого строительства, решения проблем топливного цикла и захоронения отходов, а также приемлемостью увеличения числа новых АЭС для населения. Из-за неопределенности этих факторов диапазон возможного вклада развития АЭС в ограничение выбросов ПГ довольно широкий (высокий уровень согласия). Большая часть прогнозов предполагает рост выработки электроэнергии на АЭС в среднем на 1-2,5% в год в 2013-2050 гг. Такая динамика соответствует допущениям о быстром росте удельной стоимости ввода новых мощностей на АЭС и умеренных обязательствах по контролю за выбросами и соответственно низкой цене углерода. Тогда выработка электроэнергии на АЭС в 2050 г. составит примерно 300-400 млрд кВт-ч. В противном случае, а также в предположении о высоких темпах экономического роста она может увеличиться до 650-930 млрд кВт-ч, что в 4,5-5,5 раза превышает уровень 2013 г. Ограничить такое дополнительное развитие АЭС может потребность в огромной бюджетной поддержке их строительства при росте напряженности российского бюджета. Объем ежегодного субсидирования этого сектора из федерального бюджета превосходит его ассигнования на повышение энергоэффективности за десять лет.

В отличие от России, в 2012 г. в мире более гголовины всех введенных генерирующих мощностей пришлось на долю возобновляемых источников. Однако до 2050 г. эта ситуация может существенно измениться. Степень неопределенности масштабов развития НВИЭ выше, чем других технологий генерации (высокий уровень согласия). Господдержка развития НВИЭ в стране существенно меньше, чем в случае АЭС. Только в 2013 г. Россия запустила соответствующие механизмы стимулирования. Многие технологии НВИЭ достигли технической и экономической зрелости. Изначально высокие удельные расходы на единицу установленной мощности динамично снижаются и уже сегодня в 2-5 раз ниже, чем для АЭС. Это делает их привлекательной альтернативой даже при условии, что коэффициент использования установленной мощности в 2-3 раза меньше. Постановлением Правительства РФ № 449 от 28.05.2013 г. «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» предусматривается обеспечить рост выработки электроэнергии за их счет до примерно 30 млрд кВт-ч к 2020 г. Выработка электроэнергии с использованием НВИЭ в сценариях с «новыми» мерами достигает в 2050 г. 240-660 млрд кВт-ч.

Использование биомассы в качестве источника энергии и технологии захвата и захоронения углерода расширяется при переходе к реализации «новых» и «решительных» мер политики (низкий уровень согласия). Степень неопределенности масштабов применения этих технологий довольно высокая.

Стоимость снижения выбросов

Инвестиции в развитие низкоуглеродных технологий и повышение энергоэффективности не приводят к существенной дополнительной инвестиционной нагрузке на экономику (средний уровень согласия). Потребность в них определяется как темпами экономического роста, так и интенсивностью реализации «новых» и «решительных» мер политики. Не все прогнозные группы приводят данные по инвестициям. На основе оценок трех прогнозных групп нельзя сделать вывод, что сценарии с «новыми» и «решительными» мерами требуют заметных дополнительных капиталовложений (рис. 8).

Инвестиции в развитие низкоуглеродных технологий и повышение энергоэффективности позволяют экономить на вложениях в очень капиталоемкий нефтегазовый сектор и топливную энергетику. В среднем ежегодные инвестиции в энергообеспечение экономического роста, включая повышение энергоэффективности, составляют 100-140 млрд долл. Доля инвестиций в ТЭК как в ВВП, так и в суммарных инвестициях будет постепенно снижаться.

На основе имеющихся оценок нельзя заключить, что инвестиции в низкоуглеродные и энергоэффективные технологии будут отвлекать ресурсы от экономического роста и тормозить его динамику (средний уровень согласия). Дополнительные суммарные дисконтированные капитальные вложения в развитие низкоуглеродных технологий и в повышение энергоэффективности не превышают 0,8% дисконтированного ВВП в 2014-2050 гг. Это соответствует оценкам доли капитальных вложений, необходимых для контроля за выбросами в 2030-2050 гг. в развитых странах, которые не превышают 1% ВВП (Clarke et al., 2014). При ограничениях на экспорт российских углеводородов дисконтированная экономия на капитальных вложениях в развитие нефтегазового сектора может превысить 0,2-0,3% дисконтированного ВВП. Капиталоотдача инвестиций в добычу нефти и газа будет устойчиво падать — не менее чем в 1,5 раза. В 2030-2040-х годах огромные капитальные вложения в нефтегазовый сектор не позволят предотвратить падение добычи нефти. Удельные капитальные вложения в экономию энергии в 2-3 раза ниже, чем в обеспечение прироста ее производства за счет низкоуглеродных технологий и многократно ниже удельных капитальных вложений в освоение новых месторождений углеводородов. Дополнительные капитальные вложения в низкоуглеродные технологии нельзя считать потерями роста, поскольку они характеризуются существенно более высокой капиталоотдачей, чем замещаемые инвестиции в развитие нефтегазового комплекса.

Для удержания выбросов ПГ на низком уровне и повышения жоно мической привлекательности низкоуглеродных технологий необходимо ввести налог на углерод в топливе или установить цену на углерод в системе торговли квотами на выбросы ПГ (высокий уровень согласия). В пяти сценариях предусмотрено введение цены на углерод с 2015-2016 гг. при постепенном ее возрастании к 2050 г. Она тем больше, чем выше темпы роста экономики и (или) чем более жесткие обязательства но контролю за выбросами ПГ берет на себя Россия (рис. 9).

При умеренных темпах экономического роста для удержания выбросов ПГ на уровне не выше 50% от значения 1990 г. необходимо повысить цену на углерод к 2050 г. до примерно 100 долл./т CO2-экв. Для более глубокого сокращения выбросов она должна превысить в 2050 г. 150 долл./т CO2-экв. (средний уровень согласия). Поскольку решения о развитии низкоуглеродных технологий принимают в значительной мере не по экономическим соображениям, точно оценить эффект от повышения цены на углерод довольно сложно.

Согласно оценкам ЦЭНЭФ и РАНХнГС, при повышении цены углерода на каждые 10 долл./т CO2-экв. в 2050 г. выбросы снижаются на 16-25 млн т CO2-экв. Оценки этой цены для России сопоставимы с ее оценками для мира в целом, которые на уровне 2030 г. равны 20-100 долл./т CO2-экв., а на уровне 2050 г. — 40-200 долл./т CO2-экв. (Clarke et al., 2014). Для развитых стран эта цена ниже, а для развивающихся — выше. Так, в Китае для сокращения выбросов ПГ на 68% от уровня 2005 г. нужно ввести цену на углерод, равную 375 долл./т CO2-экв. В Индии даже для ограничения роста выбросов в 2050 г. на уровне 50% от значения 2005 г. требуется ввести цену на углерод 144-180 долл./т CO2-экв. (Namazu et al., 2013).

Постепенное введение цены на углерод приводит к повышению цен на энергоносители для конечных потребителей, что смягчается существенным повышением энергоэффективности к моменту, когда этот эффект становится заметным. В итоге проблема экономической доступности энергии практически не обостряется. В сценариях с отсутствием «новых» и «решительных» мер политики из-за быстрого роста внутреннего спроса на природный газ сокращается потенциал его экспорта. Для предотвращения такой ситуации необходимо повысить цену на газ, что ведет к более значительному росту тарифов на электроэнергию, чем введение цены на углерод в размере 100 150 долл./т CO2-экв. В зависимости от схемы сбора этого налога он мог бы принести в 2016-2050 гг. 50-100 трлн руб. (в текущих ценах), что сопоставимо с инвестициями в развитие низкоуглеродных технологий и повышение энергоэффективности. Вопрос в том, кому достанутся дополнительные доходы: производителям природного газа (от повышения внутренних цен на газ) или бюджету (от введения налога на углерод).

Меры по удержанию выбросов ПГ на уровне на 25-30% ниже значения 1990 г. не приводят к потерям ВВП. Оценки макроэкономических эффектов при глубоком сокращении выбросов — на 50% от значения 1990 г. — существенно расходятся: от +4% до -9% ВВП. Потери ВВП при снижении выбросов ПГ на 80% от значения 1990 г. могут превышать 10% (средний уровень согласия, рис. 10). Не во всех моделях ВВП корректируется с учетом влияния параметров политики по контролю за выбросами. Требуется существенно повысить надежность оценок соответствующих макроэкономических эффектов. Максимальные оценки возможных потерь ВВП за счет реализации мер по удержанию выбросов ПГ на уровне на 40% ниже значения 1990 г. примерно совпадают с оценками возможного ущерба для России от изменения климата, которые могут достигать в среднем 2% ВВП, а на отдельных, но довольно обширных территориях — до 5% ВВП (Катцов, Порфирьев, 2011).

Для России существенно более значимым ограничением экономического роста выступает неспособность повысить эффективность экономики и снизить издержки. На этом фоне эффект возможных положительных или негативных эффектов от реализации политики контроля за выбросами ПГ существенно меньше.

Какие обязательства по контролю выбросов ПГ может взять на себя Россия на периоды до 2030 и 2050 гг.?

Наиболее вероятна реализация сценариев умеренного роста с пакетами «новых» и «решительных» мер политики или медленного роста с «новыми» мерами, которым соответствует объем выбросов ПГ в 2050 г. на уровне 1330-2330 млн т CO2-экв., что равно 50-85% от значения 1990 г. (высокий уровень согласия). Вероятность реализации сценариев оценена с учетом критериев достаточности ресурсной базы для обеспечения добычи нефти и газа; экономической доступности энергии для потребителей; возможного изменения положения России на глобальных рынках энергоресурсов. Сценарии динамичного роста оказались практически нереализуемыми. Полученные для них оценки динамики выбросов носят чисто иллюстративный характер. Реализация сценариев глубокого снижения выбросов к 2050 г. — на 75-80% и более — по имеющимся оценкам, которые требуют существенного уточнения, чревата значительными потерями ВВП. Настолько снизить выбросы можно лишь при масштабном использовании технологии улавливания и захоронения углерода, параметры которой еще не ясны.

В перспективе до 2050 г. возможны «мягкие» и «жесткие» варианты обязательств России по контролю за выбросами. В первом случае это обязательства, соответствующие верхней границе наиболее вероятного диапазона динамики выбросов при реализации преимущественно мер, направленных на повышение энергоэффективности, без введения налога на углерод или торговли квотами и без существенных мер поддержки развития низкоуглеродных технологий. Во втором — обязательства, соответствующие нижней границе вероятного диапазона. При готовности и способности запустить пакеты «новых» и «решительных» мер политики получаются «жесткие» варианты обязательств. Каждое обязательство можно представить в виде уровня выбросов на последний год его принятия или среднегодовых выбросов за период действия (в таком варианте были сформулированы обязательства в Киотском протоколе).

«Мягкие» варианты долгосрочных обязательств можно сформулировать так: обеспечить в 2050 г. выбросы на уровне не выше 75% от значения 1990 г. или обеспечить в 2021-2050 гг. среднегодовые выбросы на уровне не выше 75% от значения 1990 г. Эти задачи с избытком решаются при успешной реализации как «действующих», так и «новых» пакетов мер. Риск их невыполнения существует только в случае отказа от использования «новых» мер политики или при достижении невероятно высоких темпов экономического роста. В зависимости от траекторий выбросов в одних сценариях сложнее выполнить задание по первой формулировке, а в других — по второй. Однако в целом они почти равнозначны. Цикличность развития экономики может несколько увеличить выбросы в отдельные годы, в том числе в 2050 г. Поэтому вторая формулировка обеспечивает большую гибкость при выполнении обязательств.

«Жесткие» варианты долгосрочных обязательств можно сформулировать так: обеспечить в 2050 г. выбросы на уровне не выше 50% от значения 1990 г. или обеспечить в 2021-2050 гг. среднегодовые выбросы на уровне не выше 67% от значения 1990 г. Эти задачи решаются только при запуске и успешной реализации широкого набора «новых» и «решительных» мер политики контроля за выбросами, включая введение налога на углерод и его увеличение примерно до 40-100 долл./т CO2-экв. к 2050 г. В сценарии с медленным ростом задача снижения выбросов на 50% решается при успешной реализации пакета «новых» мер политики даже при ограниченном развитии низкоуглеродных технологий генерации электрической и тепловой энергии и производства жидкого топлива.

В отношении краткосрочных обязательств на 2021-2025 гг. или на 2021-2030 гг. в «мягком» варианте можно сохранить формулировку требований указа президента РФ «О сокращении выбросов парниковых газов» об удержании в 2020 г. выбросов на уровне на 25% ниже значения 1990 г. в отношении антропогенных выбросов сектором «энергетика», предпочтительно в формулировке обязательств по среднегодовым выбросам за период. Выполнение этих обязательств с высокой вероятностью потребует успешной реализации не только «действующих», но и «новых» мер политики, и практически гарантировано с запасом при начале масштабной реализации «решительных» мер поддержки развития России по низкоуглеродной траектории. В «жестком» варианте целевую установку можно сформулировать так: обеспечить в 2021-2030 гг. среднегодовые выбросы на уровне не выше 70% от значения 1990 г.


1 Работа организована ЦЭНЭФ в сотрудничестве с Ю. В. Синяком (ИНП РАН), А. А. Макаровым (ИНЭИ РАН), О. В. Луговым, Д. С. Гордеевым и В. Ю. Поташниковым (РАНХиГС, ИЭП); С. В. Пальцевым (Массачусетский технологический институт, MIT) совместно с Е. Б. Калининой (независимый эксперт). Использованы результаты, полученные Международным энергетическим агентством. Полный текст работы см. на: www.cenef.ru.

2 Подробный анализ тенденций и факторов динамики выбросов ПГ в 1990-2011 гг. см. в: Башмаков, Мышак, 2012.

3 Подробный анализ прогнозов динамики выбросов ПГ см, в: Башмаков, Мышак, 2014; ЦЭНЭФ, 2013.

4 Здесь и ниже при каждом основном выводе указана мера согласия с ним отдельных исследовательских групп, принявших участие в проекте.

5 По имеющимся прогнозам, даже Китай выходит на пик выбросов ПГ в секторе «энергетика» в 2025 2045 гг. (Namazu et ah, 2013)


Список литературы

Башмаков И. А., Мышак А. Д. (2012). Факторы, определившие динамику выбросов парниковых газов в секторе «Энергетика» России. Анализ на основе данных национального кадастра. М.: Метеоагентство Росгидромета. [Bashmakov I., Myshak А. (2012). Factors that Determined Energy-related GHG Emission Dynamics in Russia. Analysis based on National inventory data. Moscow: Meteoagentstvo Rosgidrometa.]

Башмаков И. А., Мышак А. Д. (2014). Сравнение прогнозов выбросов парниковых газов в секторе «энергетика» России на 2010—2060 гг. // Проблемы прогнозирования. № 1. С. 48 — 62. [Bashmakov I., Myshak А. (2014). Comparison of Forecasts of Energy-related GHG Emissions in Russia for 2010—2060 //' Problemy Prognozirovaniya. No 1. P. 48 — 62.]

Башмаков И. A. (2013). Формирование согласованных сценарных условий социально-экономического развития России по низкоуглеродным траекториям до середины XXI века / Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса». Москва: ИНП РАН. [Bashmakov I. (2013). Development of Agreed Assumptions for Low-carbon Social and Economic Development Scenarios in Russia to the Mid XXI Century / Proceedings of the open seminar "Economic Problems of Energy Complex". Moscow: IEF RAS.]

Катцов В. M., Порфирьев Б. Н. (ред.) (2011). Оценка макроэкономических последствий изменения климата на территории Российской Федерации на период до 2030 года и дальнейшую перспективу / Росгидромет. М.: ДАРТ; Главная геофизическая обсерватория. [Katzov V., Porfiriev В. (eds.) (2011). Evaluation of Macroeconomic Consequences of Climate Change in Russian Federation up to 2030 and Further on / Roshydromet. Moscow: DART; Main Geophysical Observatory.]

Росгидромет (2013). Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом. [Roshydromet (2013). National Report on the Cadaster of Anthropogenic Emissions from Sources and Sinks of Greenhouse Gases, not Included into Montreal Protocol.]

ЦЭНЭФ (2013). Факторы, определяющие выбросы парниковых газов в секторе «энергетика» России, 1990—2050. Ч. 2: прогнозы на 2010—2060 годы: Отчет. Москва. [CENEf (2013). Factors that Determine Energy-related GHG Emission Dynamics in Russia, 1990-2050. Part 2: Forecasts for 2010-2060: The Report. Moscow.]

Clarke L. et al. (2014). Assessing Transformation Pathways // Mitigation of Climate Change / IPCC Working Group III Fifth Assessment Report (AR5). Ch. 6.

IEA (2012). Energy Technology Perspectives. Paris.

IEA (2013). World Energy Outlook 2013. Paris: OECD/IEA.

Namazu M., Fugimori S., Jiang K., Matsuoka Y. (2013). Feasibility of Low Carbon Developments in China // Global Environmental Research. Vol. 17, No 1. P. 109—118.

Комментарии (0)add comment

Написать комментарий
меньше | больше

busy