CC BY
123
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
А.С. Некрасов, Ю.В. Синяк
ПРОГНОЗНЫЕ ОЦЕНКИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РОССИИ ДО 2030 г/
В статье приведены результаты моделирования развития электроэнергетики и электрификации России в период до 2030 г. Прогнозные расчеты выполнены для двух сценариев социальноэкономического развития в увязке с динамикой развития электроэнергетики и смежных отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. Даются оценки уровня электрификации, производства и потребления электроэнергии, установленных мощностей электростанций, выбросов парниковых газов в атмосферу. Проанализированы последствия ожидаемых рисков в связи с возможной пролонгацией требований Киотского протокола.
Одним из надежных показателей технического прогресса является потребление электроэнергии - самого универсального вида энергии. Сложившиеся в 90-х годах ХХ в. в России негативные экономические условия существенно затормозили рост абсолютного и среднедушевого потребления электроэнергии в стране. За восемь лет роста экономики после дефолта 1998 г. (1999-2007 гг.) производство электроэнергии не достигло темпов, отвечающих современным задачам электрификации России. Среднегодовой прирост составил 2,35% по сравнению с 3,64% за аналогичный период 1980-1989 гг. в бывшем СССР. Современные темпы роста производства электроэнергии в России значительно меньше, чем в основных развитых странах мира [1]. Устранить это отставание предстоит в перспективе, что крайне необходимо для создания надежной базы научно-технического прогресса страны. Поэтому прогнозные оценки должны учитывать необходимость преодоления сложившегося положения.
Перспективное развитие электроэнергетики и электрификации России основывается на прогнозе социально-экономического развития России до 2030 г., разработанном в ИНП РАН [2]. Он рассматривает два принципиально различных граничных сценария, огибающих пространство возможных экономических событий: консервативный инерционный (сценарий 1) и прогрессивный инвестиционно-инновационный (сценарий 2). Их основные параметры приведены в табл. 1.
Сценарий 1 (инерционный) предполагает экономическую политику, которая ведет к снижению темпов экономического развития до конца периода прогнозирования. К 2030 г. ВВП в этом сценарии возрастет в 5,6 раза по сравнению с 2000 г. (среднегодовой темп прироста ВВП равен 5,5-6%). Для структуры ВВП характерны медленные изменения, особенно в энергоемких отраслях промышленности.
Сценарий 2 (инвестиционно-инновационный) характеризуется активной инвестиционной политикой, направленной на перестройку производственной структуры экономики при широком внедрении инновационных технологий. Согласно этому сценарию, ожидаемый рост ВВП к 2030 г. должен составить 9,5 раза (среднегодовой темп равен 7,5-8%). Следствием такой политики будет интенсивная перестройка структуры национальной экономики: существенно сократится доля энергоемких отраслей и увеличится доля малоэнергоемких производств и сектора услуг.
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проекты № 05-02-02190а и № 06-02-00124а).
Таблица 1
Основные социально-экономические параметры сценариев
Показатель 2000 г. Сценарий 1 (инерционный) Сценарий 2 (инвестиционноинновационный)
2010 г. 2030 г. 2010 г. 2030 г.
Население, млн. чел. 145,6 139,8 138,0 139,8 138,0
Среднегодовой темп роста ВВП, %* - 6,5 5,5 7,5 8,0
Структура ВВП, % 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Промышленность 28,1 26,1 22,1 25,7 21,1
ТЭК 10,7 9,2 6,4 9,2 6,4
энергоемкие отрасли 7,5 6,8 5,3 6,6 4,8
малоэнергоемкие отрасли 9,9 10,1 10,4 9,9 9,9
Строительство 6,0 5,8 5,5 5,3 4,0
Сельское хозяйство 6,0 5,6 5,0 5,6 5,0
Транспорт и связь 8,0 7,1 5,5 7,1 5,5
Прочие отрасли 52,0 55,4 62,0 56,2 64,5
Индекс снижения энергоемкости ВВП
по полезной энергии 1,0 0,68 0,36 0,63 0,29
* В ценах 2000 г.
Одним из основных показателей развития ТЭК является ожидаемая эффективность конечного использования энергии, характеризующаяся темпом снижения энергоемкости ВВП. При низких темпах экономического развития (сценарий 1) перестройка экономики страны будет идти медленно, а усилия по энергосбережению за счет использования новых технологий будут малыми. Долговременные высокие темпы роста экономики возможны только при интенсивном изменении структуры производства товаров и услуг (в пользу малоэнергоемких отраслей) и активной энергосберегающей политике. В первом приближении темпы сокращения энергоемкости ВВП можно считать предельными ограничениями по росту эффективности использования энергии. Они соответствуют среднегодовым значениям в сценарии 1 - около 3,4% в год; в сценарии 2 - около 4,1% в год.
В обоих сценариях приняты одинаковые темпы изменения численности населения страны в перспективе. Согласно имеющимся прогнозам [3], население страны будет находиться в диапазоне 129-144 млн. чел. к 2020 г.2 В настоящей работе предполагается, что после 2020 г. удастся приостановить снижение численности населения и она к 2030 г. будет составлять 138-144 млн. чел. При этом доля населения в европейской части страны несколько уменьшится, а в восточных регионах увеличится. Будет происходить медленное сокращение доли населения крупных городов и мелких населенных пунктов за счет роста средних по численности населения городов.
Основные целевые установки и перспективы развития ТЭК России, а также укрупненные прогнозные оценки до 2030 г. были рассмотрены в работе [4]3. Перспективы развития электроэнергетики, являющейся составной частью ТЭК, находятся в неразрывной связи с основными направлениями формирования всего комплекса. Это позволяет определить взаимосвязи и зависимости между спросом на электроэнергию и возможностями ее получения от электростанций, различающихся условиями использования видов топлива с учетом экономики их добычи, транспортировки и переработки.
Характерной особенностью России на период до 2030 г. будет более медленная динамика внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению
2 Экстраполяционный и стабилизационный прогнозы.
3 В настоящей статье введены коррективы в оценки спроса на тепловую энергию, что отразилось на снижении объемов добычи и производства электрической и тепловой энергии и увеличении темпов энергосбережения, а также ряда других показателей.
с темпами ее экономического развития. Ожидается, что к 2030 г. внутреннее потребление энергоресурсов возрастет всего в 1,9-2,2 раза в зависимости от сценария социально-экономического развития страны. При этом конечное использование энергии возрастет тем же темпом. К концу периода станет экономически привлекательным вовлечение в энергобаланс ряда нетрадиционных видов энергии, в том числе водорода. Существенные изменения следует ожидать в потреблении электроэнергии. Ее доля в структуре конечного потребления увеличится с 15,9% в начале прогнозного периода до 22-25% к 2030 г. (рис. 1)4.
Млн. Л н. Н
1000 -|
900 -
800 -
700 -
600 -
500 -
400 -
300 -
200 -
100 - и
0
Год,
сценарий
Рис. 1. Прогноз конечного потребления энергии:
□ уголь; И природный газ; ■ моторное топливо;
■ мазут; □ водород; □ новые источники
ц электроэнергия; ■ теплоэнергия;
Можно ожидать, что за счет развития новых прогрессивных электротехнологий к концу прогнозного периода кратно возрастет спрос на электроэнергию в промышленности и на транспорте. Росту благосостояния населения будут способствовать развитие электрификации домохозяйств и повышенный спрос на коммунально-бытовые услуги (КБУ). Новыми заметными потребителями электроэнергии, в первую очередь в сценарии 2, к 2030 г. станут теплонасосные установки (ТНУ) и электрокотлы, которые будут обеспечивать индивидуальный и групповой спрос на тепло. Ожидаемая структура перспективного потребления электроэнергии по рассматриваемым сценариям показана на рис. 2. Как видно, рост потребления электроэнергии будет особенно интенсивным при высоких темпах роста экономики страны (сценарий 2). В конце прогнозного периода электропотребление при обеспечении роста экономики по прогрессивной инвестиционно-инновационной стратегии с активным развитием электрификации превысит спрос на электроэнергию в инерционном сценарии 1 примерно на 35%.
4 Здесь и далее все оценки безуглеродных технологий даны в пересчете по физическому эквиваленту (1 кВт-ч = 0,086 кг н.э.).
Соответственно к 2030 г. необходимое для обеспечения спроса производство электроэнергии в стране может возрасти в 2,6 раза в сценарии 1 и почти в 3,2 раза в сценарии 2. Производство электроэнергии к концу периода должно достичь примерно 2275 млрд. кВтч (сценарий 1) и почти 2840 млрд. кВтч (сценарий 2) по сравнению с 878 млрд. кВтч в 2000 г. На рис. 3 показаны динамика и структура генерирования электроэнергии в 2000-2030 гг.
Млрд. кВт ч
3000 -|
2500 -
1500
500 -
Год,
сценарий
о о
Рис. 2. Прогноз спроса на электроэнергию:
ТНУ; ■ промышленность; □ сельское хозяйство
транспорт; _
□ население и КБН;
2000
1000
0
Млрд. кВт ч
3000 -
2500 -2000 -1500 -1000 -500 0
Рис. 3. Прогноз производства электроэнергии:
■ кэ С ; ■ т эц ; □ аэ с ; иг э с ; □ новые источники
Структура производства электроэнергии не претерпит существенных изменений. Тепловые электростанции на органическом топливе (66% всей выработки в 2000 г.) прак-
о о
СО СО
о о
Год,
сценарий
тически сохранят свою значимость. Ожидается, что их вклад в производство электроэнергии в 2030 г. будет составлять от 61 до 66%. При этом доля конденсационных электростанций (КЭС), составляющая в начале периода около 43%, сохранится в сценарии 1 или может даже возрасти до 56% к 2030 г. (сценарий 2). Можно ожидать сокращение доли ТЭЦ в выработке электроэнергии с 23% примерно до 10-17%. Новые ТЭЦ, в основном малой и средней мощности, будут сооружаться только для снабжения теплом близ-лежаших потребителей. Выработка электроэнергии на АЭС может возрасти с 131 млрд. кВтч в 2000 г. до 430-600 млрд. кВтч к 2030 г., или в 3,3-4,6 раза и составить 19-21% в суммарной выработке к концу периода5 Выработка на ГЭС может возрасти с 165 до 250-260 млрд. кВтч, т.е. в 1,5-1,6 раза, хотя ожидается, что доля ГЭС в общей выработке электроэнергии сократится: с 19% в 2000 г. до 9-11% к 2030 г. Ожидается заметный рост генерирования электроэнергии на основе новых источников энергии (сценарий 2). К 2030 г. их доля может достичь 4-8%. Возможность такого роста и дифференциация по видам требует специального исследования.
Для обеспечения прогнозной выработки электроэнергии установленные мощности электростанций в России должны возрасти с 213 млн. кВт в 2000 г. до 435-560 млн. кВт в зависимости от принятого сценария экономического развития (рис. 4). Наиболее динамичный рост следует ожидать в атомной энергетике, где мощности АЭС должны увеличиться с 21,7 млн. кВт в 2000 г. до 60-80 млн. кВт в 2030 г. Это означает, что среднегодовые вводы мощностей АЭС в период 2000-2030 гг. будут составлять не менее 1,5 млн. кВт при низких темпах экономического развития (сценарий 1 ) и около 3 млн. кВт в сценарии 2.
Млн. кВ т
600 -|
500 -400 -300 -200 100 0
Год,
сценарий
со со
о о
Рис. 4. Прогноз установленных мощностей электростанций:
□ КЭС ; ■ ТЭЦ; □ АЭС ; ■ ГЭС ; □ новые источники
Развитие мощностей КЭС будет зависеть от темпов экономического роста, хотя их доля в суммарной установленной мощности электростанций при низких темпах экономического развития останется практически на постоянном уровне 40-45%, а в случае высоких темпов ожидается рост установленной мощности КЭС до 59% от суммарной мощности. В состав мощностей КЭС включены также новые электростанции на топлив-
5 Очевидно, что появление ограничений по развитию ядерной энергетики в целом и по объему ежегодных вводов новых мощностей может существенно уменьшить прогнозные оценки. Однако сдерживание роста выработки электроэнергии на АЭС приведет в конечном итоге к увеличению стоимости электроэнергии и снижению спроса на нее.
ных элементах с использованием природного газа в качестве источника водорода. К 2030 г. мощности таких электростанций могут достичь 14-18 млн. кВт. Мощности ТЭЦ будут возрастать и составят к 2030 г. 70-80 млн. кВт, хотя их доля в структуре установленной мощности электростанций сократится с 30% в начале периода до 13-20% к его концу. Прирост мощностей на ГЭС в период до 2030 г. может составить около 18-20 млн. кВт. В результате мощности ГЭС увеличатся до 60-65 млн. кВт по сравнению с 44,3 млн. кВт в 2000 г.6
При наличии ограничений на вводы мощностей АЭС возникнет необходимость поиска новых возможностей для развития электроэнергетики, в том числе за счет освоения возобновляемый источников энергии. Их вклад в баланс электрических мощностей к 2030 г. в этом случае может составить от 18-20 млн. кВт (сценарий 1) до 30-35 млн. кВт (сценарий 2)7. Существуют опасения, что развитие электроэнергетики в перспективе может столкнуться с серьезными трудностями в связи с ограниченными возможностями обеспечения отечественным машиностроением необходимых поставок энергетического оборудования. В этой связи приближенно был оценен спрос на продукцию машиностроения, выполненный с учетом выбытия и возможного продления срока эксплуатации оборудования. Эти оценки приведены в табл. 2.
Таблица 2
Оценка необходимые вводов нов^іх мощностей в электроэнергетике
(округленно)*
Сценарий ввода мощностей Производство электроэнергии
ГЭС АЭС ТЭС НИЭ Всего
2005-2010 гг.
Турбинное оборудование, млн. кВт 4(4) 6(6) 30(35) 40(45)
Электрогенераторы, млн. кВт 4(4) 6(6) 30(35) 0(0) 40(45)
Электротехническое оборудование, млн. кВт 8(8) 12(12) 60(70) 0(0) 80(90)
Котельное оборудование, тыс. т/час 22(22) 110(125) 132(147)
2011-2020 гг.
Турбинное оборудование, млн. кВт 10(12) 18(30) 108(170) 0(0) 136(212)
Электрогенераторы, млн. кВт 10(12) 18(30) 108(170) 0(0) 136(212)
Электротехническое оборудование, млн. кВт 20(24) 36(60) 216(340) 0(0) 272(424)
Котельное оборудование, тыс. т/час 65(110) 395(620) 0(0) 460(730)
2021-2030 гг.
Турбинное оборудование, млн. кВт 14(17) 30(40) 175(200) 20(35) 239(292)
Электрогенераторы, млн. кВт 14(17) 30(40) 175(200) 20(35) 239(292)
Электротехническое оборудование, млн. кВт 28(34) 60(80) 350(400) 40(70) 478(584)
Котельное оборудование, тыс. т/час 110(146) 640(730) 750(876)
* Первая оценка по инерционному варианту, в скобках —инвестиционно-инновационному.
Примечания:
1. В расчетах использованы следующие сроки службы оборудования: ГЭС и АЭС - 60 лет; ТЭС - 30 лет; новые источники - 20 лет.
2. Приняты следующие соотношения спроса на энергетическое оборудование в пересчете на 1 кВт новой мощности: электрогенераторы - 1 кВт, электротехническое оборудование - 2 кВт, котельное оборудование - 0,00365 т пара/час.
Современные возможности машиностроения существенно отстают от требований долгосрочного прогноза по вводу мощностей электроэнергетики, что может
6 Если будут приняты решения о сооружении Эвенкийской (Туруханской) ГЭС мощностью 12 млн. кВт и комплекса южноякутских ГЭС, то такие варианты потребуют специальных расчетов.
7 Это заставляет вернуться к проблеме формирования спроса на электроэнергию за счет проведения более интенсивной энергосберегающей политики и устранения возможных задержек в развитии ядерной энергетики. Следует также учитывать, что использование энергии ветра и солнца для производства электроэнергии связано с большими удельными капиталовложениями и ростом ее себестоимости, отчуждением земель, трудоемкостью энергопроизводства. Эти осложняющие факторы могут существенно сдерживать развитие возобновляемых источников энергии, особенно в сценарии 2.
привести к негативным последствиям в развитии ТЭК России. Этот вопрос требует специальной проработки.
Электроэнергетика остается одним из крупнейших в экономике страны потребителем энергоресурсов. Суммарное потребление энергоресурсов за прогнозируемый период возрастет с 225 млн. т н.э. в 2000 г. до 460-535 млн. т н.э. к 2030 г. (рис. 5). Природный газ, на долю которого в 2000 г. приходилось более 48% выработки электроэнергии, будет медленно уступать свои позиции другим энергоресурсам. К 2030 г. его доля в обеспечении электроэнергетики энергоресурсами может составить 30-35%. Потребление угля тепловыми электростанциями при отсутствии экологических ограничений будет стремительно расти: к 2030 г. оно увеличится в 3,6-4,4 раза. После 2020 г. вполне вероятно появление водорода как источника энергии для выработки электроэнергии на топливных элементах. Это потребует производства 10-15 млн. т н.э. Н2 (3,5-5 млн. т Н2) из природного газа и на базе ядерной энергии.
Млн. т н.э.
600
500 400
200
Рис. 5. Прогноз потребления энергоресурсов электростанциями (безуглеродные технологии даны в пересчете по физическому эквиваленту):
□ у голь;
И ядер ная энер гия; □ гидр оэнер гия ;
□ мазу т;
□ нов ые источники
I водород;
300
0
Приведенные в исследовании оценки прогнозных цен на электроэнергию на внутреннем рынке России получены на основе оптимизации энергетического баланса страны и трех макрорегионов. Известно, что двойственные оценки в балансовых уравнениях моделей линейного программирования можно с определенным допущением интерпретировать как оптимальные цены ресурса в регионе. При этом, несмотря на агрегированность продуктов и технологий, жесткие ограничения, линейные зависимости и ряд других факторов, эти модели остаются практически единственно приемлемыми для расчета равновесных цен внутреннего рынка в перспективном периоде. Однако такие ценовые прогнозы не лишены определенных не-
достатков, которые следует корректировать на базе экспертных оценок. В отличие от цен на природные энергоресурсы, когда в задачах оптимизации они ориентируются на предельные затраты, цены на электроэнергию не содержат природной ренты, поэтому формируются на основе средних затрат.
В табл. 3 приведены результаты приближенной оценки динамики среднерегио-
8
нальных минимальных рыночных цен на электроэнергию в прогнозном периоде для сценария 2 в 2020 и 2030 г. (цены даны в пересчете на доллары США 2000 г.). Ожидается, что темп прироста средней по России цены электроэнергии будет постоянно замедляться, в том числе за счет изменения структуры ее производства. Распределение цен по макрорегионам и зонам графика нагрузки позволяет получить картину ожидаемой ценовой ситуации.
Ожидается, что средняя цена электроэнергии в период между 2020 и 2030 г. в европейской части страны возрастет всего на 3,4% по сравнению с возможным ростом на 10% в регионе Урала и Западной Сибири; возможным ее снижением в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока. Более интенсивное развитие атомной энергетики в европейской части приведет даже к некоторому снижению стоимости базисной энергии к 2030 г. Регион Урала и Западной Сибири в рассматриваемой перспективе останется зоной наиболее дешевой электроэнергии, хотя рост среднерегиональной цены в ней будет более выраженным. Значительных изменений следует ожидать в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока. Здесь возможно снижение стоимости базисной и полупиковой электроэнергии, хотя средняя цена электроэнергии останется самой высокой.
Таблица 3
Оценки прогнозных цен на электроэнергию по регионам России и зонам графика нагрузки в сценарии 2, ц/кВтч (в долл. 2000 г., округленно)
Зона нагрузки по региону Факт Прогноз
2000 г. 2005 г. 2010 г. 2020 г. 2030 г.
Россия, в среднем 1,5 3,2 4,2 5,9 6,0
Европейская часть
средняя 5,9 6,1
базовая - - - 5,6 5,5
полупиковая 6,6 7,2
пиковая 7,6 9,9
Урал и Западная Сибирь
средняя 5,0 5,5
базовая - - - 4,1 4,6
полупиковая 6,6 7,0
пиковая 7,5 9,2
Восточная Сибирь и Дальний Восток
средняя 6,8 6,3
базовая - - - 6,5 5,8
полупиковая 7,5 6,9
пиковая 8,6 10,4
Для реализации вариантов сценариев прогноза развития ТЭК России до 2030 г., потребуется в целом 2,1 -2,8 трлн. долл. (в ценах 2000 г.). При этом наиболее динамичный рост спроса на инвестиции будет наблюдаться в электроэнергетике. За период с 2000 по 2030 г. этот сектор потребует 725-1040 млрд. долл. капиталовложений, в том числе в генерирующие мощности, - 600-840 млрд., в электрические сети
8 Ожидаемые значения прогнозных цен на топливные ресурсы приведены нами в [4, с. 45]. Они использованы для расчета прогнозных цен на электроэнергию.
- 125-200 млрд. В результате к концу периода на долю электроэнергетики будет приходиться примерно половина всех инвестиций в ТЭК.
В табл. 4 приведено распределение прогнозных оценок спроса на инвестиции в электроэнергетике. В начале периода прогнозирования преобладают инвестиции в тепловые электростанции (около 75-80%), на долю АЭС и ГЭС приходится по 5%, ЛЭП - 11-12%. К концу периода структура инвестиций существенно изменится: ТЭС - 45-48%, АЭС - 18-20%, ГЭС - 4-5%, ЛЭП - 20-22% и новые источники энергии - до 10-15%.
Таблица 4
Оценка спроса на инвестиции в электроэнергетику, млрд. долл.
(округленно)
Производство электроэнергии Сценарий 1 Сценарий 2
2000-2010 гг. 2011-2020 гг. 2021-2030 гг. 2000-2010 гг. 2011-2020 гг. 2021-2030 гг.
Всего 180 245 295 210 335 495
ТЭС* 140 150 135 165 200 240
в том числе:
угольные 30 50 60 40 90 130
газовые 100 90 70 115 100 100
АЭС 10 30 55 10 55 80
ГЭС 10 20 15 10 15 20
Новые источники 0 0 30 0 0 45
ЛЭП 20 45 60 25 65 110
* Включая ТЭЦ.
Качественные показатели рассмотренных сценарных прогнозов развития электроэнергетики и электрификации до 2030 г. могут быть с определенной условностью охарактеризованы темпами снижения электроемкости ВВП и динамикой душевого потребления электроэнергии. На рис. 6 показана тенденция изменения электроемкости ВВП. В течение рассматриваемого периода она снижается в 1,8 (сценарий 1) и 2,3 (сценарий 2) раза под воздействием двух основных факторов:
- изменения структуры экономики в пользу производств с меньшей энергоемкостью и более высокой добавленной стоимостью;
- применения более эффективных энергосберегающих технологий на всех стадиях от добычи топлива до конечного использования энергии.
кВт ч/долл.
4
3,5
3
2,5
2
1,5
0,5 -
0 -
2000 2010 2020 2030
Рис. 6. Динамика электроемкости ВВП в период 2000-2030 гг. --------------------сценарий 1;--------сценарий 2
Душевое потребление электроэнергии возрастет в 2,7-3,4 раза по сравнению с 2000 г. и достигнет к 2030 г. 16-20 тыс. кВтч/чел. (рис. 7). Этот рост будет происходить в том числе под влиянием сокращения численности населения. Однако значительный вклад в рост душевого потребления электроэнергии будет оказывать опережающее развитие электрификации как важнейшего фактора роста производительности труда и социально-экономического прогресса.
Т ыс. кВт ч/чел.
25
Рис. 7. Динамика душевого потребления энергии и электроэнергии ---------------------сценарий 1;------сценарий 2
В среднем по России динамика снижения электроемкости должна составить не менее 2-2,9% в год в течение рассматриваемого периода. Сопоставление этих темпов с фактическими данными по другим странам показывает, что прогнозные значения лежат несколько выше аналогичных в странах ОЭСР: в Северной Америке ежегодное сокращение электроемкости ВВП в период 1995-2002 гг. составляло около 1,5%, а в странах Западной Европы - 0,17%.
В Китае среднегодовые темпы снижения электроемкости ВВП в период 1990-2002 гг. составили около 1,6%, хотя с 1995 г. электроемкость практически остается на постоянном уровне, превышая примерно на 20% электроемкость стран ОЭСР в целом.
Существенным фактором, который будет определять структуру производства электроэнергии по видам топлива, является уровень выбросов СО2. Он установлен для России9 Киотским протоколом в размере около 2,4 млрд. т СО2. Однако после 2010-2012 гг. этот уровень выбросов будет превышен. При низких темпах экономического роста выбросы СО2 к 2030 г. превысят граничные значения Киотского протокола на 31% (сценарий 1) и на 43% (сценарий 2). Это означает, что в случае пролонгации срока действия условий Киотского протокола после 2012 г., потребуется пересмотреть программы развития производства электроэнергии на угле и угольной промышленности с большими инвестиционными и энергетическими затратами. Необходимо будет повысить инвестиционные вложения в более дорогие виды энергии: атомную энергетику и нетрадиционные источники. Соответственно должна быть пересмотрена программа отечественного энергетического машиностроения и изменены сроки реализации энергетических проектов по сдерживанию выбросов СО2 в соответствии с требованиями Киотского протокола. Ситуация может усложниться, если эти требования будут ужесточены10.
9Россия, ратифицируя Киотский протокол, обязалась не превышать установленного уровня.
10 По оценке Межправительственной комиссии ООН по климатическим изменениям (ІРСС), необходимо снизить количество вредных выбросов в атмосферу на 85% для предотвращения негативного воздействия парникового эффекта на климат [5].
Расчеты величины выбросов по видам топлива показывают, что по мере удаления горизонта прогноза растут различия в выбросах от разных источников (рис. 8). К 2030 г. около 55-60% выбросов будет приходиться на угольное топливо. Очевидно, что даже сохранение существующих ограничений на выбросы СО2 диктует необходимость вытеснения (снижения доли) угля из топливно-энергетического баланса страны и электроэнергетики и замены его газом, но в большей степени -ядерной энергией и возобновляемыми видами энергии.
Млрд.
4 -|
3.5 -3 -
2.5
2 -
1.5 -1
0,5 0
т СО2
Уровень
Киотского
протокола
■ ■
Год,
сценарий
Рис. 8. Прогнозы выбросов СО2 по видам топлива: ■ уголь; □ нефть; □ газ
Рост выбросов СО2 будет происходить во всех регионах, хотя с различной интенсивностью (рис. 9). Основной прирост следует ожидать в регионе Урала и Западной Сибири, где будет развиваться добыча и использование угля, а также в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, хотя вклад последнего в суммарные выбросы по стране будет менее заметным.
Млрд. т СО2
Год,
сценарий
Рис. 9. Прогнозы выбросов СО2 по макрорегионам: □ европейская часть; □ Урал и Западная Сибирь;
® Восточная Сибирь и Дальний Восток
Введение жестких ограничений на выбросы СО2 потребует интенсивного перехода к безуглеродным технологиям. Сегодня отсутствуют оценки такого перехода как по возможным срокам изменения топливно-энергетического баланса, так и по инвестиционным и экономическим последствиям. Очевидно одно: сохранение участия России в Киотском соглашении невозможно без всестороннего анализа политических и экономических последствий. В этой связи необходимо проведение специального исследования всей совокупности вопросов, связанных с продолжением участия России в Киотском протоколе, в частности: или вопроса перехода России к более мягким ограничениям на выбросы СО2, или интенсификации производства электроэнергии на газе за счет возможного сокращения прироста его перспективного экспорта. В любом случае страна не должна оказаться не готовой к необходимому маневру по сдерживанию вредных выбросов в атмосферу.
Сокращение выбросов парниковых газов, даже если для России после 2012 г. сохранятся существующие ограничения на выбросы СО2 на уровне, рекомендованном Киотским протоколом, потребует существенного пересмотра долгосрочных прогнозов развития ТЭК и электроэнергетики. Для такой оценки в рамках сценариев 1 и 2 были сформированы специальные сценарии 1СО2 и 2СО2, соответствующие прогнозам социально-экономического развития России. Результаты расчетов развития производства первичных энергоресурсов и электроэнергии в России с учетом ограничений на выбросы СО2 изображены на рис. 10 и 11.
В условиях инерционного сценария 1СО2 сокращение выбросов СО2 потребует прежде всего заметного снижения, в первую очередь в электроэнергетике, потребления угля, добыча которого к 2030 г. в этом случае не превысит 240 млн. т н.э. Это на 205 млн. т н.э. меньше, чем в сценарии 1 без ограничений на выбросы СО2. Спрос на электроэнергию увеличится на 11%. Основной прирост производства электроэнергии должен будет обеспечиваться за счет новых возобновляемых источников (ветровая, солнечная, геотермальная и другие виды безуглеродной энергии). Выработка электроэнергии увеличится до 2560 млрд. кВтч вместо 2275 млрд. кВтч в сценарии 1.
По сценарию 2СО2 требуется уменьшить добычу угля до 185 млн. т н.э., что значительно ниже, чем в сценарии 1СО2. Величина сокращения в этом случае составляет 240 млн. т н.э., или 56% по сравнению со сценарием 2 без ограничений на выбросы СО2. Спрос на электроэнергию увеличится почти на 15%, или на 415 млрд. кВтч, достигнув к 2030 г. 3255 млрд. кВтч по сравнению с 2840 млрд. кВтч, при отсутствии ограничений на выбросы СО2. Соответственно изменяется структура генерирования электроэнергии за счет сокращения выработки электроэнергии на тепловых электростанциях на 17% и увеличения ее производства на новых безуглеродных источниках электроэнергии почти в 8 раз. Одновременно генерация электроэнергии на угле должна будет сократиться втрое при некотором увеличении объемов использования природного газа на тепловых электростанциях.
Введение ограничений на выбросы СО2 приводит к увеличению спроса на инвестиции в ТЭК в обоих сценариях примерно на 230-650 млрд. долл. за 2000-2030 гг. При этом сокращаются инвестиции в добычу угля и увеличиваются в производство электроэнергии.
Долгосрочный прогноз развития электроэнергетики России показывает, что существуют неоднозначные решения как для этой отрасли, так и для ТЭК в целом. Сегодня неясно, какие из перечисленных путей развития будут избраны:
- продолжение следования курсом Киотского соглашения по сдерживанию выбросов парниковых газов после 2012 г. и ожидаемых в дальнейшем более жестких ограничений или отказ вообще от участия в инициативах Киотского протокола до убедительного доказательства влияния антропогенных выбросов на глобальное потепление;
Млн. т н.э
800 -|
600 -400 200 000 800 600 400 200 0
Производство первичных энергоресурсов
□ новые источники;
□ гидроэнергия;
■ ядерная энергия; И природный газ;
■ нефть;
■ уголь
Год,
сценарий
о о
со со
о о
Млрд. кВт ч
3000 -
2500 -2000 -1500
Производство электроэнергии
500
□ н о вые и с то ч н и ки;
■ ГЭ С ;
□ АЭ С ;
■ ТЭЦ ;
□ КЭС
Год,
сценарий
о о
со со
о о
Оценка выбросов СО2 по видам топлива
Млрд. т СО2
3,5 -|
3 -
2.5 2
1.5 -1
0,5
Уровень
Киотского
□ газ ;
■ нефть;
■ уголь
Год,
сценарий
о о
со со
о о
Рис. 10. Влияние ограничений на выбросы СО2 на структуру добычи первичных энергоресурсов и производство электроэнергии в сценариях 1(1) и 1СО2(2)
1000
0
0
Млн. т н.э
2000 -|
1800 -1600 -1400 -1200
1000 -_______
800 600 400 200 0
Производство первичных энергоресурсов
□ новые источники;
■ гидроэнергия;
□ ядерная энергия;
■ природный газ;
■ нефть;
И уголь
Год,
о о
© ©
© ©
© ©
сценарий
Млрд. кВт ч
3500
3000
2500
2000
1500
1000
Производство электроэнергии
□ но вые исто чники;
■ ГЭС ;
□ А Э С ;
■ Т ЭЦ ;
■ КЭС
Год,
сценарий
Оценка выбросов СО2 по видам топлива
Млрд. т СО2
3,5
3
1,5
1
0,5
0
Уровень Киотского протокола —
о о
□ газ ;
■ не фть;
■ уголь
Год,
сценарий
Рис. 11. Влияние ограничений на выбросы СО2 на структуру добычи первичных энергоресурсов и производство электроэнергии в сценариях 2(1) и 2СО2(2)
500
0
2,5
2
- сохранение существующих низких темпов роста электропотребления страны или ориентация на активное развитие электрификации как фактора технического прогресса, повышения производительности труда, создания энергетического комфорта для всего населения России;
- продолжение сокращения использования природного газа в электроэнергетике России и расширение его поставок зарубежным потребителям для увеличения ими производства электроэнергии или сокращение прироста его экспорта для использования в стране в целях снижения выбросов парниковых газов и других загрязнителей;
- кратное наращивание добычи угля в основном для нужд отечественной электроэнергетики или ограничение этой тенденции возможностями развития экологически приемлемых технологий его сжигания на электростанциях;
- широкомасштабное освоение экономически возможного потенциала возобновляемых источников энергии с относительно малыми единичными мощностями или использование их в основном в зонах локального энергопотребления;
- сохранение вялой ценовой политики в ТЭК, во многом зависящей от ситуации на мировом рынке энергии, или направленное опережающее рыночное регулирование энергетических цен внутри страны, исходя из интересов общества и государства;
- опережающее развитие новых энергетических технологий (водород, тепловые насосы и т.п.) или продолжение следования в кильватере прогресса в этой сфере в зарубежных странах, ограничиваясь в лучшем случае научно-исследовательскими работами;
- ориентация в основном на отечественное энергомашиностроение или на массовые зарубежные закупки оборудования, в том числе для АЭС.
Всесторонний анализ проблем, стоящих перед электроэнергетикой и ТЭК страны, и выработка полноценных научных и практических рекомендаций по их реализации будут ограниченными и даже невозможными, если не будет создана широкая информационная база, адекватная стоящим задачам перспективного развития. К сожалению, ее в стране нет, как нет и организаций типа Международного энергетического агентства в составе Организации стран по экономическому сотрудничеству и развитию (IEA OECD) или Администрации по энергетической информации в США (US EIA), которые осуществляют широкий мониторинг топливноэнергетического хозяйства, электроэнергетики и электрификации страны и мира и разрабатывают их прогнозы, свободные от конъюнктурных влияний. Ошибки и упущения из-за недостаточной информации сегодня могут обернуться большими экономическими и энергетическими потерями завтра.
Литература
1. Некрасов А.С., Воронина С.А., Семикашев В.В. Современное состояние электрификации России // Проблемы прогнозирования. 2008. № 2.
2. Коллектив авторов. Долгосрочный прогноз развития экономики России на 2007-2030 гг. (по вариантам) // Проблемы прогнозирования. 2007. № 6.
3. Население России 2002. Десятый ежегодный демографический доклад //Под. ред. А.Г. Вишневского. М.: Книжный дом «Университет», 2004.
4. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года //Проблемы прогнозирования. 2007. № 4.
5. http:/unfccc.int/essential_background/feeling_the_heat/items/2918.php
