Экологический фактор в принятии инвестиционных решений: проблема поиска эколого-экономического баланса при модернизации

Современная энергетическая политика многих стран делает акцент на ускоренном развитии возобновляемых источников энергии (ВИЭ), однако несмотря на их перспективность, повсеместное внедрение солнечной и ветровой электрогенерации сопряжено с высокими затратами и скрытыми экологическими издержками, такими как перенос загрязнения в другие регионы (например, при производстве солнечных панелей и аккумуляторов). В связи с этим при создании новых энергетических объектов важно

ГРНТИ 63.33.00

EDN VXMEFP

Ольга Игоревна Маликова – доктор экономических наук, профессор кафедры экономики устойчивого развития и природопользования Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. ORCID 0009-0002-73259374

Софья Александровна Сергеева – аспирант кафедры экономики устойчивого развития и природопользования Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова. ORCID 0000-0002-0122-0940.

нахождение эколого-экономического баланса между строящимися новыми объектами возобновляемой энергетики, другими альтернативными источниками электрогенерации и модернизацией при сохранении в рамках действующей энергосистемы старых электростанций.

В исследовании предлагается оценить влияние использования альтернативных источников энергии на снижение углеродного следа, улучшение экологической ситуации и достижение целей устойчивого развития, одновременно определив их экономическую целесообразность [1]. Данный подход важен для принятия обоснованных инвестиционных решений в рамках модернизации региональных энергетических систем.

Материалы и методы

Авторы исходят из положения о том, что сбалансированное развитие энергетического комплекса достигается при обеспечении как минимум двух условий: обеспечивается эколого-экономический оптимум в развитии энергетической системы; технические параметры энергетической системы создают возможности и предпосылки для модернизации энергетики в направлении расширения использования перспективных технологий, прежде всего – использования чистых источников энергии.

Ключевыми методами оценки эффективности новых объектов электрогенерации, прежде всего ВИЭ, являются анализ жизненного цикла (LCA), расчёт уровней нормированных затрат на электричество (LCOE), оценка углеродного следа, экономическая оценка углеродных выбросов [2, 3]. Эти показатели позволяют не только оценить экономическую целесообразность проектов, но и показать их воздействие на климатические изменения, а также на социально-экономическое развитие регионов с учетом концепции «устойчивого развития» и принципов ESG. Именно эти показатели используются авторами для анализа эколого-экономической эффективности энергетических объектов.

Авторами работы предлагается оценить потенциальный объем выбросов CO₂ в рамках разных сценариев развития энергетического комплекса региона. На первом этапе проводится расчет выбросов СО 2 . Общая формула для расчета:

Выбросы CO₂ (тонн) = Мощность (МВт) × КИУМ × Время работы (ч) × Удельные выбросы СО 2 ÷ 1000.

Удельные выбросы CO₂ – масса CO₂, выбрасываемая при выработке 1 кВт^ч энергии (обычно выражается в граммах CO₂/кВт^ч). Максимальные удельные выбросы СО₂ имеют угольные электростанции. Для угольных станций величина варьируется в среднем от 820 до 1 000 г CO₂/кВт^ч в зависимости от эффективности станции и состава используемого угля. Если используется бурый уголь, удельные выбросы будут выше (до 1 200 г CO₂/кВт^ч), а для антрацита или современных технологий – ниже. Новые угольные ТЭС имеют более низкие удельные выбросы (600-800 г CO₂/кВт^ч) благодаря современному оборудованию и системам очистки.

Удельные выбросы СО₂ – масса CO₂ на производство 1 кВт^ч энергии, для газовых станций составляют от 400 г CO₂/кВт^ч до 475 г CO₂/кВт^ч в зависимости от типа станции и её эффективности (например, парогазовые электростанции имеют более низкие выбросы, чем газотурбинные).

Атомные электростанции (АЭС) имеют непрямые выбросы CO₂, которые возникают не в процессе генерации энергии (как на угольных или газовых станциях), а на других этапах жизненного цикла станции, таких как добыча и переработка ядерного топлива, строительство и эксплуатация станции. Эти выбросы значительно ниже, чем у станций, использующих ископаемое топливо. Удельные выбросы CO₂ на каждый кВт⋅ч энергии атомной станции составляют примерно: от 5 до 15 г CO₂/кВт⋅ч (в среднем 10 г CO₂/кВт⋅ч), в зависимости от технологии и условий работы конкретной АЭС.

Выбросы CO₂ от ветровых и солнечных электростанций тоже необходимо учитывать в рамках жизненного цикла, т.е. этапов, которые включают производство оборудования (ветрогенераторов, солнечных панелей), транспортировку, строительство станций, обслуживание и утилизацию. Как и у атомных электростанций, эти выбросы считаются непрямыми (lifecycle emissions), поскольку сами процессы генерации электроэнергии CO₂ практически не выделяют. Основным показателем здесь также будет удельная эмиссия (граммы CO₂ на каждый кВт⋅ч произведенной энергии).

Удельные выбросы СО₂ для ВИЭ (ветровая и солнечная), средние значения (по данным научных исследований и отчетов МЭА): ветряные электростанции: 4–12 г CO₂/кВт⋅ч (в среднем 8 г CO₂/кВт⋅ч); солнечные электростанции: 20–50 г CO₂/кВт⋅ч (в среднем около 30 г CO₂/кВт⋅ч). Показатель выше, чем у ветрогенерации вследствие больших выбросов при производстве солнечных панелей.

Выбросы CO₂ от гидроэлектростанций (ГЭС) являются минимальными, поэтому в расчетах принимается допущение и выбросы от ГЭС приравнены к 0.

На следующем, втором этапе исследования, экологические эффекты оценивались на базе учета денежной оценки выбросов CO 2 , как наиболее востребованном и признанном в современных условиях методе оценке эффектов развития альтернативной энергетики. В каждом из сценариев были определены потенциальные объемы выбросов CO₂ и результаты оценки были переведены в денежный эквивалент.

Основные современные подходы к экономической оценке последствий эмиссии CO 2 включают использование углеродного налога (Carbon Tax) или системы торговли выбросами (Emissions Trading System, ETS), а также учет социальной стоимости углерода:

• 1.    Углеродный налог (Carbon Tax):

• 2.    Торговля квотами на выбросы (Emissions trading system, ETS).

• 3.    Учет в контексте социальной стоимости углерода (Social Cost of Carbon, SCC): социальная стоимость углерода оценивает долгосрочный ущерб от выбросов CO₂, включая экономические последствия изменения климата. В зависимости от модели и страны, SCC может варьироваться от $40 до $100 за тонну.

Углеродные расходы = Выбросы CO₂ (в тоннах) × Ставка налога (за тонну).

В рамках ETS предприятия, выбрасывающие CO₂, обязаны приобретать или продавать квоты на выбросы через углеродные рынки. Цена одной тонны CO₂ определяется рынком. Рынок квот на выбросы CO₂ – это экономический механизм, направленный на уменьшение выбросов углекислого газа и других парниковых газов. Он основан на принципе «торговли правами на загрязнение». Суть рынка заключается в том, чтобы закрепить ограничение (потолок) на общий объем выбросов CO₂ для определенной экономики или сектора и позволить участникам торговать между собой квотами на эти выбросы.

Исследование базируется на данных международных и национальных организаций, осуществляющих деятельность в области энергетики и оценки экологической ситуации, таких как ООН, МЭА (Международное энергетическое агентство), IPCC (Межправительственная группа экспертов по изменению климата), IRENA (Международное агентство по возобновляемым источникам энергии), Всемирный банк, а также профильных российских организаций, включая Минэнерго России, Росстат.

Существующая практика (литературный обзор)

Научное сообщество выделяет несколько ключевых проблем обеспечения эколого-экономического баланса при создании и модернизации энергетических объектов в контексте перехода к устойчивому развитию. В первую очередь, надо отметить методологическую сложность соблюдения эколого-экономического баланса – это вопрос оценки полного жизненного цикла альтернативных источников энергии. Существует проблема комплексного учета всех затрат и выгод на всех этапах – от производства оборудования (например, солнечных панелей или ветротурбин) до утилизации. Важно подчеркнуть, что оценка часто не полностью учитывает косвенные экологические издержки, такие как углеродный след при производстве или воздействие на биоразнообразие [4].

В современных исследованиях отмечается, что процесс производства компонентов для солнечных панелей и ветрогенераторов требует значительных объемов минеральных ресурсов и других сырьевых товаров [5]. Это приводит к истощению природных богатств и создает угрозу для устойчивого развития, что можно рассматривать как «долгосрочные издержки» для экономики [6]. В свою очередь, использование редких и редкоземельных металлов, в частности неодима и диспрозия, может повышать себестоимость производства и вызывать волатильность на рынке сырья, что также выдвигает на первый план важность анализа циклов жизни продуктов и концепции циклической экономики. Несмотря на то, что ВИЭ обычно квалифицируются как более экологически чистые, их производство и установка имеют потенциал негативного воздействия на экосистемы, что может существенно повлиять на экосистемные услуги, например, те, которые предоставляют биологические ресурсы или обеспечивают чистоту воды.

Серьезной проблемой при развитии альтернативной энергетики является утилизация оборудования, отслужившего свой срок. Например, солнечные панели в конце своего срока службы могут генерировать затраты на утилизацию, которые нередко значительны, но в рыночной экономике часто не учитываются при первоначальных инвестиционных оценках [7]. Это подчеркивает необходимость внедрения эколого-экономических механизмов, направленных на уменьшение негативных эффектов и повышение устойчивости инвестиционных проектов в области возобновляемой энергетики и разработку методов оценки подобных затрат. В контексте изложенного, ключевой проблемой выступает сложность учета и монетизации экстерналий.

Следующим логическим этапом анализа является рассмотрение негативных последствий строительства альтернативных источников энергии (АИЭ). АИЭ не являются автоматически «зелеными», и каждый проект требует тщательного анализа потенциальных негативных последствий [8]. Так, исследования в области биоэнергетики показывают, что она может способствовать увеличению выбросов CO 2 из-за изменения землепользования (вырубка лесов под плантации), использования удобрений (эмиссия N 2 O), и даже снижению альбедо Земли. Показатель эмиссии, с учетом всех этих факторов, может достигать 230 гСО 2 экв/кВт⋅ч [8].

Ещё одна проблема, освещаемая в научных исследованиях, это сравнение с традиционными источниками энергии в контексте обеспечения энергетической безопасности и доступности. Проблема энергетической безопасности в контексте устойчивого развития заключается в обеспечении стабильного доступа к надежным и доступным источникам энергии при одновременном снижении зависимости от исчерпаемых ресурсов и минимизации негативного воздействия на окружающую среду. Нехватка предложения энергетической мощности усугубляется ростом глобального спроса, устареванием инфраструктуры, геополитическими рисками и климатическими ограничениями [9].

Исследования показывают, что инвестиции в возобновляемую энергетику значительно улучшают энергетическую безопасность [10]. Эмпирические результаты показывают, что увеличение объема зеленых облигаций на 1 млрд долларов США приводит к снижению индекса риска энергетической безопасности на 0,143 пункта (статистически значимо на уровне 1%).

Однако использование ВИЭ порождает новую научную проблему, связанную с интеграцией альтернативных источников энергии в энергетическую систему страны. ВИЭ характеризуются высокой долей источников с нестабильной генерацией электроэнергии, что требует значительных инвестиций в развитие сетей и системы хранения (аккумуляции) энергии, а также строительства резервных мощностей. Регулирование частоты критически важно для устойчивости энергосистемы и качества электроэнергии. Интеграция возобновляемых источников энергии усиливает колебания частоты, что требует эффективного первичного регулирования для поддержания стабильности сети [11].

Вышеперечисленные системные затраты часто игнорируются при анализе эффективности проектов, что значительно снижает их реальную стоимость. Исследователи также указывали на технико-экономические ограничения внедрения АИЭ, особенно в децентрализованных энергосистемах [12]. Прямые затраты на строительство генерирующих объектов часто анализируются без учета сопутствующих системных издержек. Эти экстерналии включают необходимость инвестиций в аккумуляторные хранилища для компенсации интермиттентности генерации, создание резервных мощностей на традиционных энергоносителях и модернизацию сетевого хозяйства для обеспечения стабильности энергосистемы.

При этом остается открытым вопрос о непредсказуемости климатических факторов, которые создают риски для развития возобновляемых источников энергии. Обоснование данной проблемы проводилось на базе нейросетевого прогнозирования и данных мониторинга (NCEP/NCAR, OWID). Было показано, что антропогенные факторы вносят лишь ограниченный вклад в глобальное потепление и рост концентрации CO₂. Только 30% современного повышения температуры объясняется выбросами парниковых газов. Антропогенные выбросы CO₂ составляют всего 4–5% от общего объема эмиссии (165 млрд т/год), а к 2036 году достигнут лишь 8–10%. Корреляция между потреблением первичной энергии (ППЭ) и ростом температурных аномалий/CO₂ крайне слаба (коэффициент 0.2–0.3), тогда как связь CO₂ и температуры значительна (корреляция 0.65).

Это указывает, что ключевыми драйверами климатических изменений являются природные процессы: циклы Мирового океана (выделяющего CO₂ при нагреве), стихийные бедствия (пожары, засухи) и вулканическая активность. Климатические аномалии уже создают риски для ВИЭ: в 2021 году из-за аномального снижения скорости ветра выработка ветровой энергии в ЕС упала на 22%, что подчеркивает уязвимость энергоперехода к непредсказуемым климатическим факторам. Резюмируя вышесказанное, важно подчеркнуть важность разнообразия АИЭ для оптимизации снижения выбросов и нивелирования инвестиционных рисков из-за климатических изменений.

Результаты и их обсуждение

Учитывая растущие потребности в энергетических мощностях, целесообразен анализ эколого-экономического баланса при создании и модернизации энергетических объектов для макрорегиона Дальний Восток (рисунок 1).

Прогноз потребления электрической энергии и мощности до 2030 г 2-ая синхронная зона*, млн кВт*ч

9575 млн кВт*ч средний дефицит на ДВ, эквивалентно —1200 МВт установленной мощности

2023      2024      2025      2026      2027      2028      2029      2030

Потребление электрической энергии ** | Производство электрической энергии

Составлено Сергеевой С.А. по данным Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (распоряжение Правительства РФ от 30 декабря 2024 № 4153-р).

Рис. 1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности до 2030 г. 2-а синхронная зона

Развитие энергетического комплекса данного региона представляется одним из наиболее перспективных направлений в энергетике с учетом огромного дефицита электроэнергии, складывающегося на Востоке нашей страны. Согласно балансу электрической энергии генеральной схемы, к 2042 году для покрытия дефицита дополнительная выработка должна достигнуть уровня не менее 35 млрд кВт^ч. Таким образом, в каждом сценарии, рассматриваемом в нашей работе, выработка новых генерирующих объектов должна удовлетворять этому условию. В исследовании рассмотрено три модельных сценария (рисунок 2): модель 1– покрытие дефицита за счет традиционных источников генерации (АЭС и ВИЭ не вводятся); модель 2 – покрытие дефицита за счет альтернативных и традиционных источников энергии; модель 3 – покрытие дефицита за счет возобновляемых источников энергии (ВЭС и СЭС). Во всех трех моделях выработка составит 45-47 млрд кВч, с учетом пиковых нагрузок.

При формировании энергетического состава оборудования для России с долей альтернативных источников энергии, нацеленных на покрытие ожидаемых дефицитов мощности и электроэнергии, необходимо учитывать изменение финансовой нагрузки на потребителя, в частности – удельные издержки на кВт ч электроэнергии для экономики страны в целом. Таким образом, при оценке генерирующих мощностей альтернативной энергии, они должны отвечать ряду требований: (1) полностью покрыть дефицит нового потребления электроэнергии; (2) предоставить электроэнергию с наименьшими издержками для экономики; (3) обеспечить снижение выбросов загрязняющих веществ.

Проведенная эколого-экономическая оценка развития энергетического комплекса на Дальнем Востоке выявила, что различие в прогнозных объемах потенциальных дополнительных эмиссий загрязняющих веществ и их стоимостью между гибридным и альтернативным сценариями составляет лишь 6% (рисунок 3). Данная величина расхождения воздействия на атмосферный воздух не велика, особенно при сопоставлении с существенно более выраженными различиями в объемах требуемых капиталовложений для реализации каждого из рассматриваемых сценариев. В альтернативном сценарии удельная стоимость капиталовложений составила 2 935 млрд руб., а в гибридном сценарии – 2 320 млрд руб.

Составлено Сергеевой С.А.

Рис. 2. Сценарии строительства объектов энергетики на Дальнем Востоке к 2042 г.

Составлено Сергеевой С.А.

Рис. 3. Оценка ежегодного объема выбросов и их экономическая оценка

В результате, при прочих равных условиях и сфокусированном анализе исключительно на приросте эмиссий, выбор между указанными сценариями не демонстрирует кардинальных преимуществ одного над другим в экологическом аспекте, что позволяет предположить предпочтительность реализации гибридного сценария развития электроэнергетики Дальнего Востока, как обеспечивающего лучший эколого-экономический баланс при увеличении мощности энергосистемы.

Заключение

Проведенное исследование позволило сформулировать ряд рекомендаций. Целесообразно отдавать приоритет гибридным сценариям развития энергетики, которые сочетают использование ВИЭ, атомной генерации и модернизированных традиционных мощностей. Это позволит достичь баланса между снижением выбросов и минимизацией системных издержек, связанных с интеграцией нестабильной генерации. Для обеспечения долгосрочной устойчивости необходимо учитывать денежную оценку выбросов CO 2 через механизмы углеродного налога или торговли квотами, а также применение методологии анализа жизненного цикла (LCA), что обеспечит более объективное сравнение различных сценариев и позволит принимать обоснованные инвестиционные решения [13–16].

Необходимо развивать нормативно-правовую базу, стимулирующую учет полного жизненного цикла энергообъектов при планировании инвестиций, включая затраты на утилизацию и косвенные экологические последствия. Важно активизировать работы по созданию и модернизации сетевой инфраструктуры и систем накопления энергии для обеспечения надежности энергоснабжения при росте доли ВИЭ. Рекомендуется внедрение экономических механизмов, таких как углеродное ценообразование, что позволит более адекватно оценивать экологическую эффективность проектов и создаст стимулы для снижения выбросов. Для регионов с растущим энергодефицитом, подобных Дальнему Востоку, особенно важно обеспечить диверсификацию источников генерации для повышения энергетической безопасности и устойчивости к климатическим рискам. Реализация этих мер будет способствовать формированию сбалансированной, устойчивой и экономически эффективной энергетической системы, отвечающей как текущим потребностям, так и долгосрочным целям устойчивого развития.

Вклад авторов

О.И. Маликова дополняла и корректировала обзор литературы, корректировала рукопись, интерпретировала результаты. С.А. Сергеева проводила обзор литературы, подготовила рукопись и выполнила расчеты, интерпретировала результаты.