Влияние климатических рисков на темпы и структуру развития российского ТЭК в первой половине XXI века Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 620.9:504 (470+571) «21» Ю.В. Синяк1

ВЛИЯНИЕ КЛИМАТИЧЕСКИХ РИСКОВ НА ТЕМПЫ И СТРУКТУРУ РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОГО ТЭК В ПЕРВОЙ ПОЛОВИНЕ XXI ВЕКА

Глобальное потепление превратилось в серьезный фактор политической и технологической трансформации мира. В первую очередь это относится к ТЭК, где образуется около 70% выбросов СО2 -основного компонента, вызывающего изменение климата. Конференция ООН по климату (Париж, декабрь 2015 г.) закрепила решимость стран мира по регулированию выбросов парниковых газов и принятию радикальных мер по их ограничению с целью стабилизации роста температуры на Земле к середине века на уровне не более 2оС. Это потребует существенных изменений в структуре и объемах потребления энергии, прежде всего за счет сокращения использования традиционных углеродосодержа-щих топлив (угля, нефти и природного газа). Россия не может остаться вне этого глобального процесса. Поэтому необходимо уже сегодня задуматься, какова должна быть реакция России на климатические риски и технологические вызовы.

Ключевые слова: ТЭК, глобальное потепление, выбросы СО2, атомная энергия, ВИЭ, потребление конечной энергии, электроэнергия, электрическая мощность, инвестиции, прогнозы развития энергетики.

Озабоченность многих стран угрозами изменения климата заставляют обращать все большее внимание на проблемы развития энергетики как основного источника антропогенных выбросов в атмосферу. В этой связи проблемы перестройки систем энергоснабжения являются центральными при разработках стратегий адаптации экономики к угрозам климатических изменений. Сейчас все более отчетливо проясняется основной тренд в развитии мировой энергетики, вытекающий из целей и задач такой стратегии: энергия должна быть чистой, дешевой и доступной. Такой подход предполагает целенаправленные изменения в ресурсной обеспеченности традиционных топлив, технический прогресс во всех сферах энергохозяйства, совершенствование методов анализа и управления процессами генерирования всех форм энергии и их использования. Несомненно, что это потребует серьезных и глубоких изменений в структуре производства и использования топливно-энергетических ресурсов. При этом, чем раньше будет осознана необходимость этих изменений, тем с меньшими потерями и затратами эти изменения будут происходить в будущем.

В Копенгагене, на Конференции ООН 2009 г., были приняты соглашения, согласно которым страны договорились о том, что для предотвра-

щения критических антропогенных изменений в климатической системе рост глобальной средней температуры должен быть ограничен менее чем 2 °С к середине века [1]. На Конференции ООН по климату (декабрь 2015 г.) эта оценка была принята как минимально допустимый показатель потепления к середине века. Сейчас этот уровень принят за точку отсчета во всех климатических стратегиях. Было подсчитано, что ограничение совокупных выбросов парниковых газов до 1000 Гт С02 эквивалента (экв) приведет с 25-процентной вероятностью к глобальному потеплению превышающему 2°С, в то время как совокупный предел 1440 Гт С02 приведет к 50-процентной вероятности потепления свыше 2 °С [2, 3]. Соответствующий сценарий стабилизации выбросов, разработанный 1РСС [4], дает общие выбросы около 1600 Гт С02-экв в период с 2000 по 2100 годы. Для сравнения, в сценариях без дополнительных мер по сокращению выбросы следует ожидать величину кумулятивных выбросов в период 2000-2050 гг. на уровне 25004000 Гт СО2-экв и дополнительно 2100-3300 Гт С02-экв в период с 2050 по 2100 годы. Таким образом, ограничение роста глобальной температуры 2 °С потребует сокращения кумулятивных выбросов С02 примерно 1000-3000 Гт до 2050 г. и 3000-6000 Гт до 2100 г. [5].2

1 Юрий Владимирович Синяк - главный научный сотрудник Института народнохозяйственного РАН, д.э.н., e-mail: yu.sinyak@mail.ru.

2 Здесь следует важный вывод о том, что допустимые размеры выбросов СО2 во много раз меньше запасов углерода, содержащегося в органических топливах в недрах планеты. Это означает, что введение ограничений на выбросы СО2 заставит оставить в недрах неиспользованными значительную часть природных запасов топлива, в первую очередь угля, см. более подробно на эту тему [7, 8].

В рамках этой идеи консультативная компания PwC [6] разработала примерные целевые установки по сокращению выбросов углерода для большинства стран мира до 2050 года. В частности, для России была рекомендована квота в размере 4% от величины допустимых глобальных выбросов до 2050 г., то есть не более 50-52 Гт СО2. С учетом вероятного роста ВВП страны и энергопотребления достижение этих предельных границ потребует сокращения карбо-ноемкости ВВП страны на 90% к середине века.

Россия не может оставаться вне этого тренда, чтобы поддерживать свой международный авторитет и обеспечивать высокотехнологичное развитие своему топливно-энергетическому комплексу. Между тем до сих пор исследования оценки влияния возможных ограничений на выбросы парниковых газов не получили должного понимания и поддержки со стороны руководства страны и научных организаций.

Учитывая, что около 70-75% выбросов СО2 приходится на диоксид углерода, образующийся при сжигании топлив, то решающую роль в борьбе с глобальным потеплением будут играть меры по сокращению потребления органиче-

ских топлив в энергетических установках. Основные направления, которые способствуют решению проблемы сокращения выбросов СО2 в энергетике в условиях растущего спроса на энергию, заключаются в:

- снижении энергоемкости экономики за счет повышения эффективности использования энергоресурсов,

- сокращении карбоноемкости потребляемой энергии за счет изменения структуры первичных источников энергии в сторону увеличения использования природного газа и увеличения доли безуглеродных технологий получения энергии (атомная энергия, ВИЭ).

- совершенствование энергетической эффективности и снижении затрат на получение энергии в новых и традиционных энергетических процессах.

Как видно из таблицы, Россия обладает большими резервами для выполнения поставленной задачи по сохранению климата в долгосрочной перспективе. Анализ показывает, что сохранение текущих темпов изменения основных показателей развития мировой энерге-

Тенденции изменения основных факторов в ряде регионов мира, влияющих на эффективность

политики сохранения климата

Показатели/годы Россия ОЭСР Китай Мир

Энергоемкость ВВП, т н.э./1000 долл. 2000 0,491 0,168 0,345 0,211

2013 0,331 0,148 0,116 0,184

2000-2013 (%/г.) -3%* -1,6% -2,1% -1%

Карбоноемкость энергопотребления, т СО2/т н.э. 2000 2,43 2,34 2,86 2,26

2013 2,28 2,26 2,82 2,29

2000-2013 (%/г.) -0,64%** -0,3% -0,28% +0,07%

Доля безуглеродных топлив в энергопотреблении, % 2000 10,4% 15,4% 7,3% 13,0%

2013 11,8% 17,8% 10,8% 13,7%

2000-2013 (п.п.) + 1,4 п.п. +2,4 п.п. +3,5 п.п. +0,7 п.п.

Карбоноемкость ВВП, т СО2/ 1000 долл. 2000 1,19 0,39 0,99 0,48

2013 0,75 0,31 0,74 0,42

2000-2013 (%/г.) -2,1%*** -1,62% -3,85% -1,27%

Примечания: * - снижение энергоемкости получено в основном за счет сокращения энергоемких производств, в дальнейшем этот фактор будет играть меньшую роль и темпы снижения энергоемкости неизбежно снизятся;

** - рост потребления природного газа несомненно способствовал сокращению карбоноемкости энергопотребления, но одновременно тормозил расширение использования безуглеродных технологий, при отсутствии ограничений на выбросы СО2 эта тенденция будет сохранятся;

*** - несмотря на заметное снижение карбоноемкости ВВП, для выхода на целевые установки глобальной стратегии сокращения рисков критического потепления климата к 2050 г. эти темпы должны быть повышены не менее чем в два раза.

тики никак не может быть признано оправданным. В частности, для России среднегодовой темп изменения карбоноемкости ВВП в 20002013 гг. составлял 2,1%, тогда как для снижения карбоноемкости ВВП к 2050 г. на 90%, как это вытекает из требований сохранения роста температуры не более 2оС, требуется увеличения темпов до 4,5-5% в год. В других странах дело пока обстоит не лучше. Есть надежда на достижение договоренности по глобальной стратегии борьбы с изменением климата в декабре 2015 г. на конференции ООН по климату в Париже. Поэтому сценарные условия на разработку долгосрочных прогнозов развития ТЭК должны обязательно включать анализ последствий введения со значительных ограничений на выбросы СО2.

Между тем, если введение ограничений на выбросы СО2 практически неизбежны, то далеко неоднозначны пути достижения этой цели. Существуют две точки зрения, как этого можно достичь: одна заключается в продолжении политики ориентации на централизованное производство электроэнергии на базе крупных объектов (АЭС), базируясь на существующей инфраструктуре магистрального транспорта и распределения электроэнергии; другая предполагает переход к децентрализованным системам энергоснабжения на базе возобновляемых источников энергии (ветровой, солнечной, сухого тепла планеты и т.п.). Системы на базе АЭС, кроме основных нерешенных вопросов - захоронение отходов, нераспространение ядерного оружия и т.п., имеют тенденцию к возрастанию стоимости установленной мощности. Если до недавнего времени стоимости АЭС оценивались на уровне около 3000 долл./ кВт, то сегодня последние проекты АЭС в развитых странах стоят намного дороже. Так, по последним оценкам, новая АЭС Hinkley Point в Великобритании мощностью 3,2 млн кВт обойдется в 24,5 млрд фунтов (почти 37 млрд долл.),

то есть около 12750 долл./кВт.3 Стоимость сооружения новой АЭС Levy в США, мощностью 2,4 млн кВт, в течение последних пяти лет возросла с 3,5 до 22,5 млрд долл., а в действительности будет стоить не менее 29,3 млрд долл. (около 12200 долл./кВт).4

Одновременно происходит значительное снижение стоимости новых источников энергии. Ожидается, что к 2017 г. стоимость солнечных фотоэлектрических электростанций составит 1000 долл./кВт, что обеспечит получение электроэнергии по 5 ц/кВт.ч и будет в несколько раз ниже, чем у АЭС с высоким коэффициентом загрузки мощности.5 По данным Министерства энергетики США, новые контракты на ветровую энергию в США уже заключаются по цене 2,5 ц/кВтч.6 Эти факты, вполне вероятно, свидетельствуют, что перспективная картина развития электроэнергетики пойдет по пути децентрализованных технологий генерирования электроэнергии. Недостатки, связанные с переменным характером отдачи энергии от некоторых новых источников (солнечная, ветровая энергия и др.), компенсируются прогрессом технологий хранения энергии (прежде всего -электроэнергии). В этой области также наблюдается улучшение характеристик плотности энергии, долговечности устройств и затрат.7

Эти два фактора - введение ограничений на выбросы СО2 и сдвиги в структуре генерации к новым источникам энергии были исследованы в процессе разработки долгосрочных прогнозов развития ТЭК России на базе модельного комплекса, используемого в ИНП РАН.

Для оценки влияния ограничений на изменение структуры топливно-энергетического баланса России к 2030 г. были рассмотрены несколько сценариев.8 Основное внимание в этих расчетах было уделено анализу влияния введение ограничений на выбросы СО2 и исследованию неопределенности в оценках стоимости основных безуглеродных технологий (АЭС и

3 URL: http://rt.com/uk/222947-uk-scrutiny-china-nuclear/.

4 URL: http://www.ucsusa.org/our-work/nuclear-power/nuclear-power-cost/florida-and-georgia-nuclear-power-projects-too-risky.

5 URL: http://www.greentechmedia.com/articles/read/First-Solar-CEO-By-2017-Well-be-Under-1.00-Per-Watt-Fully-Installed.

6 URL: http://emp.lbl.gov/sites/all/files/lbnl-6809e.pdf.

7 За последние годы стоимость электроэнергии от литиевых аккумуляторов снизилась с 700-800 долл./кВтч до 200-250 долл./кВтч. По оценкам Deutsche Bank (2015), в течение ближайших пяти лет стоимость хранения электроэнергии в электроаккумуляторах может сни-

зиться до 100 долл./кВтч [12].

9 Подробнее о подходах и результатах моделирования развития ТЭК России в период 2000-2060 гг. см. например, публикации [9, 10].

новых источников энергии).9 Некоторые результаты этих расчетов приведены в данной статье.

Приведенные ниже расчеты выполнены для низких темпов экономического роста экономики России в рассматриваемом периоде (рост ВВП не выше 1,3%/год до 2020 г., далее после 2040 г. рост составляет 3% в год), при скорректированной численности населения страны за счет присоединения Крыма, при умеренных темпах снижения энергоемкости ВВП по полезной энергии в пределах 1,5-2% в год. Для этих исходных условий рассмотрены несколько вариантов:

- в части ограничений на выбросы СО2:

(1) - без ограничений на всем протяжении периода рассмотрения;

(2) - при условии сокращения выбросов СО2 к 2050 г. в 3 раза по сравнению с текущими значениями (2010 г.),10

- в части соотношения стоимости основных безуглеродных технологий - АЭС и новых источников энергии (возобновляемые энергоресурсы):

(a) - консервативный вариант: сохранение стоимости 1 кВт(э) АЭС на постоянном уровне (3000 долл./кВт(э)) при умеренном снижении затрат в новые источники энергии (до 2 раз к 2010 г. - с 4000 до 2000 долл./кВт(э));

(b) - радикальный вариант: медленный рост стоимости АЭС (до 6000 долл./кВт(э) - в 2 раза к 2010 г.) и интенсивное снижение затрат в новые источники энергии (до 1000 долл./кВт(э), в 4 раза к 2010 г.).

Эти варианты позволили сформировать четыре комплексных сценария:

сценарий 1: варианты 1+а;

сценарий 2: варианты 1+Ь;

сценарий 3: варианты 2+а;

сценарий 4: варианты 2+Ь.

При моделировании сценариев были учтены факторы удорожания традиционных топлив в связи с истощением ресурсной базы, снижение затрат в новые источники энергии в связи с прогрессом в их разработке и освоении, появление

новых безуглеродных и малоуглеродных технологий в сфере генерирования и использования энергии - солнечные и ветровые электростанции, использование сухого тепла Земли, тепловые насосы, топливные элементы, водородное топливо, электромобили, синтетические моторные топлива и т.п.

На рис. 1 приведены расчеты прогнозов потребления конечной энергии в России по двум рассмотренным сценариям. Как видно из рис. 1, в вариантах без ограничений на выбросы СО2 влияние изменения стоимости безуглеродных технологий практически неощутимо в рассматриваемой перспективе. При низких темпах экономического роста ((1,3%/год до 2020 г. и далее с ростом до 3%/год к 2050 г.) и относительно высоких темпах повышения эффективности использования энергии (1,5%/год до 2030 г. и далее с увеличением до 2,5%/год к 2050 г.) рост потребления конечной энергии составит от 7 до 17% по сравнению с 2010 г. в зависимости от соотношения стоимостей безуглеродных технологий и введения ограничений на выбросы СО2. Наиболее активно растет потребление электроэнергии, доля которой возрастет с 18% в 2010 г. до 22-25% к середине века в консервативном варианте. Прямое использование топлива будет возрастать до 2030 г. с последующим сокращением. В радикальном варианте доля электроэнергии в конечном потреблении должна резко возрасти -до 33-35% к 2050 году. Снижение стоимости новых источников энергии будет стимулировать расширение электрификации.

На рис. 2 приведены результаты по ожидаемой выработке электроэнергии. Здесь следует ожидать еще более разительных изменений. В целом выработка электроэнергии в сценариях без ограничений на СО2 (сценарии 1 и 3) должна возрасти к 2050 г. в 1,7-2 раза и составить 19652285 млрд кВт.ч.

При стабильной стоимости сооружения АЭС рост выработки на АЭС до 2050 г. должен увеличиться в 5-6 раз. При этом доля АЭС воз-

9 Последнее обстоятельство позволяет оценить нагрузки на безуглеродные технологии в решении вопросов снижения выбросов СО2. Дело в том, что в последнее время проекты новых электростанций, предлагаемых к сооружению в развитых странах, имеют удельные затраты в 2-3 раза выше, чем построенных в прошлые годы, что, несомненно, приведет к удорожанию электроэнергии АЭС. С другой стороны, новые источники электроэнергии (главным образом ветровой и солнечной) демонстрируют стремительное снижение, что в ближайшие годы сделает их конкурентоспособными с тепловыми электростанциями. В этих условиях рассмотрение конкуренции АЭС и новых источников энергии представляет особый интерес.

10 Это примерно соответствует выходу к 2050 г. на уровень снижения карбоноемкости ВВП на 90%.

□ Теплоэнергия

□ Электроэнергия

В Новые источники

а Ядерная энергетика

□ Водород

Ш Природный газ

■ Мазут

□ Моторное топливо

■ Уголь

□Теплоэнергия ^Электроэнергия

ВНовые источники

аЯдерная энергетика

□Водород [□Природный газ ■Мазут

□Моторное топливо ■Уголь

Рис. 1. Прогнозы конечного потребления энергии

растет в общей выработке и будет расти до более 40-45% к 2050 г., а доля топливных электростанций уменьшится до 40%. К концу периода в этом варианте доля новых источников в общей выработке электроэнергии не превысит 2%.

При принятых разнонаправленных трендах изменения стоимости ядерной энергии и энергии новых источников картина к середине века будет выглядеть по-иному: после 2030 г. можно ожидать интенсивного расширения безуглерод-

ных источников энергии, доля которых к середине века может составить более 75% (в том числе более 40% за счет новых источников энергии). Вклад тепловых электростанций начнет сильно сокращаться, а доля выработки АЭС возрастет лишь до 7% (при абсолютном росте в 2,5 раза).

Введение ограничений на выбросы СО2 приведет к заметному росту спроса на электроэнергию в целом и ее доля, вырабатываемой на безуглеродных мощностях (сценарии 2 и 4). При

Сценарии 1 и 2

4500 4000 3500 | 3000 £ 2500

I 2000

1500 1000 500

Г/АГ/А

И

о о

о о

сч сч

пНов. источники

□ ГЭС

□ АЭС ПТЭ

□ ГТУ-ТЭЦ

□ ТЭЦ

□ кэс

И £1

СЭ О

сч сч

о о

сч сч

И

СЭ СЭ

СО СО

о о

сч сч

И

СЭ СЭ

о о

сч сч

И £1

СЭ СЭ

■Л 1Л

о о

сч сч

Сценарии 3 и 4

□ Нов. источники

□ ГЭС

□ АЭС ПТЭ

□ ГТУ-ТЭЦ

итэц ■кэс

о о

сч сч

о о

сч сч

о о

сч сч

Рис. 2. Прогнозы генерирования электроэнергии

этих условиях общая выработка электроэнергии может составить к 2050 г. 4160-4700 млрд кВтч. Особенно быстрыми темпами будут расти новые источники энергии, доля которых даже при стабильной стоимости АЭС возрастет до 5055%, а при более интенсивном снижении стоимости новых источников (сценарий 4) - даже до 70%. При этом доля АЭС к 2050 г. сократиться до 7-10%.

Более половины вырабатываемой электроэнергии придется расходовать на процессы преобразования - получение водорода для использования в топливных элементах и транспортных нужд (электромобили, рельсовый транспорт), а

также для получения тепла в тепловых насосах и топливных элементах (в 2050 г. эти источники могут покрывать около половины спроса на централизованное тепло).

Прогнозируемые объемы выработки электроэнергии потребуют увеличения установленной мощности электростанций. При этом ожидается, что до 2020 г. больших изменений не произойдет, но в последующие годы следует ожидать сильных сдвигов в структуре установленных мощностей. Как показано на рис. 3, при отсутствии ограничений на выбросы СО2 установленная мощность электростанций должна возрасти до 375-430 млн кВт при 240 млн кВт в 2010 году.

Тепловые электростанции (КЭС и ТЭЦ) останутся основными в генерации при стабильной стоимости АЭС, хотя их доля заметно сократится - до 45% к 2050 г. по сравнению с 75% в 2010 г., а доля АЭС возрастет до 30% и более. В варианте с разнонаправленным изменением стоимости АЭС и новых источников энергии следует ожидать более радикальных изменений: доля тепловых электростанций снижается до 27% и АЭС до 4-5%. Доля новых источников при стабильной стоимости АЭС к 2050 г. не превысит 5%, но при увеличении стоимости АЭС и снижении стоимости новых источников энергии их доля может превысить 50% к середине века.

Если будут вводиться ограничения на выбросы, то, как показано выше, это приведет к значительному росту потребления электроэнергии, что потребует увеличения установленной мощности электростанций до 865-990 млн кВт, то есть в два раза больше, чем в вариантах без ограничений на СО2.П При этом доля безуглеродных технологий возрастет до 70-90%, в том числе новых источ-ников энергии - до 50-70%.

На рис. 4 показаны ожидаемые выбросы углерода в атмосферу по двум рассматриваемым группам сценариев. В сценариях без ограничений на выбросы СО2 вполне возможно, что после 2020 г. начнется сокращение выбросов.

Сценарии 1и2

о о см см

Сценарии Зи4

о о

о о см см

о о

см см

о о

см см

о о

о о

о о

см см

о о

^ ^

о о

см см

о о

ю ю

о о

см см

нНов.

источники □ ГЭС

■ АЭС

■ ТЭ

■ ГТУ-ТЭЦ И ТЭЦ

■ КЭС

Рис. 3. Прогнозы установленной мощности электростанций

11 Такой рост установленной мощности электростанций объясняется значительным увеличением новых источников энергии, характеризующихся низкими значениями загрузки мощностей, что потребует создания дополнительных резервных мощностей (в расчетах принято, что это восполнение происходит за счет сооружения резервных парогазовых электростанций).

Здесь решающую роль будут играть слабый экономический рост, меры по повышению эффективности использования энергии и расширение использования безуглеродных технологий производства энергии. При этом в случае стабилизации стоимости АЭС (сценарий 1) выбросы к 2050 г. будут на 25-30% ниже уровня 1990 г., хотя при росте стоимости АЭС и интенсивном снижении стоимости новых источников (сценарий 3) можно ожидать, что выбросы сократятся к уровню 1990 г. на 55-60%.

Введение ограничений на выбросы (сценарии 2 и 4) приведет к заданным уровням допустимых выбросов, соответствующих рекомендациям 1РСС по стабилизации температуры на уровне 2 оС (то есть сокращение выбросов 75-80% к уровню 1990 г.).

Как показывают расчеты, ожидаемые инвестиции в развитие ТЭК в сценариях без ограничений на выбросы СО2 должны возрасти к середине века примерно в 1,6-1,9 раза по сравнению с текущими значениями и достигнуть к 2050 г. 1,1-1,2 трлн долл./год. В связи с ростом спроса в электроэнергетике доля этого сектора в суммарных капиталовложениях в ТЭК может увеличиться с 24% сегодня до 30-32% (рис. 5). Заметный рост также ожидается в секторе транспорта энергоресурсов (в основном за счет сетевого фактора при сильном росте децентрализованной выработки электроэнергии на новых источниках). Суммарные инвестиции в ТЭК в первой половине XXI в. должны составить около 4,6-4,8 трлн долларов.

Однако переход к регулируемому ограничению выбросов СО2 (напрямую или через соот-

Сценарии 1 и 2

2,5 2

Уровень Киотского £ протокола

о о

Сценарии 3 и 4

Рис. 4. Прогнозы выбросов СО по видам топлива

Сценарии 1и 2

3000 2500 2000

4 1500

5

ц 1000

2 500

и кшъкм

1

1 — %

NN Ш

— —

оо о о

т-т- сд сд

оо о о

(■дед сд сд

о о о о о о

мм -а- ю ю

о о о о о о

гд гд N N гд гд

п Транспорт энергоресурсов

и Генерирование эл. эн. и тепла

■ Переработка топлива

□ Нефть

□ Газ

■ Уголь

Сценарии 3 и 4

2500 ¡5 2000 | 1500 ! 1000 2 500

пикам

р

Я

2 — §

ШШ1 — — —

£1 — о с?

о о

гд гд

о о

гд сд

о о

м м

о о

сд гд

о о о о

■а- ю ю

о о о о

гд гд гд гд

□ Транспорт энергоресурсов

в Генерирование эл. эн. и тепла

■ Переработка топлива

□ Нефть

□ Газ

■ Уголь

Рис. 5. Прогнозы инвестиционного спроса на развитие ТЭК

ветствующие налоги) потребует значительных капиталовложений, поскольку это достигается в основном путем расширения использования безуглеродных технологий, которые еще в течение нескольких десятилетий будут оставаться более капиталоемкими, чем традиционные источники энергии. Этот вариант потребует в период 2000-2050 гг. вложений в размере 7,7-8,1 трлн долларов. Сможет ли российская экономика выделять такие инвестиции на перестройку энергетики? Ответ - скорее отрицательный. А это означает, что практически время на безболезненную адаптацию к изменению климата упущено и следует готовиться к подсчету ущербов от нарастания климатических изменений. Сопоставление дополнительных затрат в связи с введением ограничений и возможных ущербов от изменения климата позволит реально оценить целесообразность широкомасштабного перехода к безуглеродным технологиям.

В заключение следует подчеркнуть, что не менее важными являются исследования роли России в формировании мирового баланса углерода и особенно поглощающей способности территории страны по углероду. Исследования, выполненные в ИНП РАН, показывают, что на протяжении всего текущего столетия эмиссия углерода будет оставаться на существенно более низком уровне по сравнению с ожидаемым стоком углерода за счет фотосинтеза лесов и другой естественной биоты и доли поглощения океаном. Как показано в [11], на протяжении текущего столетия поглощающая способность мирового океана и российской биоты намного превышают ожидаемые выбросы СО2. Здесь резервы поглощения даже в вариантах без введения ограничений на выбросы стабильно составляют около 500 МтС/год (рис. 6). Это означает, что территория России поглощает значительные объемы «чужого» углерода. Это обстоятельство следует обязательно учитывать при формиро-

1200 1000 800 600 400 200 0

МтС/год

2000

2010

2020 2030 2040

2050

-Депонировано -Сценарий 1 Сценарий 4

Рис. 6. Прогнозы выбросов углерода объектами ТЭК в сравнении с поглощающей способностью российской биоты

вании позиции участия России в международных усилиях по сохранению климата планеты.

Таким образом, в течение первой половины текущего столетия следует ожидать умеренного роста потребления конечной энергии при низких темпах экономического развития и систематическом повышении эффективности использования энергии. Устойчиво будет нарастать доля электроэнергии. Введение ограничений на выбросы СО2 заставит наращивать темпы роста электрификации. При этом следует ожидать увеличения вклада безуглеродных технологий в генерирование электроэнергии. Однако сейчас конкретизировать основные направления этого процесса не представляется возможным, так как окончательно неясны тренды в стоимостях АЭС и новых источников энергии. Предварительный анализ показывает, что, скорее всего, следует ожидать роста стоимости АЭС и значительного снижения новых источников энергии (особенно солнечной). Если этот прогноз оправдается, то при введении серьезных ограничений на выбросы СО2 к 2050 г. около 80% электроэнергии необходимо будет производить на основе безуглеродных технологий (в настоящее время имеет место обратное соотношение). Это потребует серьезной перестройки электроэнергетики как в части технической инфраструктуры, так и мето-

дов управления. Первые шаги в этом направлении в мире уже сделаны. Пока в России это обстоятельство не получило должного понимания. Как результат, сокращение выбросов СО2 в четыре раза потребует в два раза больше капиталовложений, чем в варианте без ограничений на выбросы. Здесь возникает необходимость сопоставления дополнительных затрат на развитие ТЭК с устраненным ущербом от климатических изменений. Но количественные оценки этих ущербов пока плохо изучены, что выдвигает задачу оценки последствий изменения климата в ряд приоритетных. В любом случае в течение XXI в. выбросы СО2 энергетическими объектами (около 70% от всех выбросов углерода в атмосферу) будут оставаться намного меньше, чем величина поглощающей способности по углероду территории России.

Высказанные соображения пока не получили должного понимания в России. Учитывая ограниченность времени на проведение преобразований в энергетике до середины века (всего около трех десятилетий) и медленность разворота нашей системы к новым обстоятельствам, следует уже сейчас переработать Энергетическую стратегию России до 2040-2050 гг. с ориентацией на новые вызовы.

ЛИТЕРАТУРА

1. UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change). Report of the Conference of the Parties on its fifteenth session, held in Copenhagen, December 7-19, 2009. Addendum. Part Two: Action Taken by the Conference of the Parties at its Fifteenth Session. FCCC/CP/2009/11/ Add.1. United Nations Framework Convention on Climate Change.

2. M.R. Allen, D.J. Frame, C. Huntingford, C.D. Jones, J.A. Lowe, M. Meinshausen and N. Meinshausen. 2009. Warming caused by cumulative carbon emissions towards the trillionth tonne. Nature 458(7242):1163-1166.

3. M. Meinshausen, N. Meinshausen, W. Hare, S.C. Raper, K. Frieler, R. Knutti, D.J. Frame and M.R. Allen. 2009. Green house gasemission targets for limiting global warming to 2°C. Nature 458(7242):1158-U1196.

4. IPCC. Climate Change 2013: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge, UK: Cambridge University Press.

5.Climate Intervention: Carbon Dioxide Removal and Reliable Sequestration, Committee on Geo engineering Climate: Technical Evaluation and Discussion of Impacts; Board on Atmospheric Sciences and Climate; Ocean Studies Board;

Division on Earth and Life Studies; National Research Council, 2015. URL: http://www.nap.edu/ catalog.php ?record_ id=18805.

6. Price water house Coopers. PwC Low Carbon Economy Index. Dec. 2009.

7. McGlade С., Eskins P. The geographical distribution of fossil fuels unused when limiting global warming to 2oC, Nature, 517, 187-190 (08 January 2015).

8. Синяк Ю.В. Экономическая оценка мировых запасов нефти и газа //Проблемы прогнозирования, № 6, 2015.

9. Синяк Ю.В., Некрасов А.С., Воронина С.А., Семикашев В.В., Колпаков А.Ю. Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы // Проблемы прогнозирования, № 1, 2013.

10. Синяк Ю.В. Сценарные условия и результаты прогнозирования развития ТЭК России и оценка выбросов СО2 до 2060 года // Экологический вестник России, № 10-12, 2014.

11. Федоров Б.Г., Моисеев Б.Н., Синяк Ю.В. Поглощающая способность лесов России и выбросы углекислого газа энергетическими объектами //Проблемы прогнозирования, № 3, 2011.

12. Deutsche Bank. Market Research: Industry Solar, Crossing the Chasm, 27 Feb. 2015.

Поступила в редакцию 07.06.2016 г.

Yu. Sinyak12

IMPACT OF CLIMATE RISKS ON THE DEVELOPMENT RATE AND PATTERN OF THE RUSSIAN FUEL AND ENERGY COMPLEX IN THE FIRST HALF OF THE XXI CENTURY

Global warming has become a serious factor in the political and technological transformation of the world. This primarily refers to the energy industry that is responsible for about 70% of the C02 emission - main component that causes climate change. The UN Climate Conference (Paris, December 2015) has confirmed determination of the countries across the world to control greenhouse gas emission and take drastic measures to limit them in order to stabilize temperature growth on the Earth at no more than 2°C by the mid-century. This will require significant changes in the structure and volume of energy consumption primarily by reducing the use of conventional fossil fuels (coal, oil and natural gas). Russia cannot stay away from this global process. Therefore, we have to think it over today how Russia should respond to the climate risks and technological challenges.

Key words: fuel and energy complex, global warming, C02 emission, nuclear power, renewable energy sources, final energy consumption, electricity, electric power, investment, power development forecasts

12 Yury V. Sinyak - Chief Researcher at the RAS Institute for National Economic Forecasts, Doctor of Economics, e-mail: yu.sinyak@mail.ru.