Широкомасштабное развитие возобновляемых источников энергии и его влияние на рынок электроэнергии и сетевую инфраструктуру
 Скачать 2.33 Mb.
|
|
3.3. Роль ВИЭ в регионе ЕЭК ООН Роль ВИЭ в регионе ЕЭК ООН анализируется на основе изучения трех различных сценариев энергетической политики: Базовый сценарий основан на общем социально-экономическом варианте развития (SSP2), «умеренном» или «бизнес как обычно» в качестве отправной точки. Его социально-экономические, рыночные и технологические предположения представляют собой умеренные достижения. SSP2 не включает в себя политику или меры по смягчению последствий изменения климата, отличные от существующих в 2010 году. SSP2 обеспечивает соответствующий «базовый случай» для изучения множества (альтернативных) путей, а также является основой для работы Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК). Сценарий NDC предполагает реализацию определяемых на национальном уровне вкладов (NDC) в соответствии с Парижским соглашением до 2030 года, а затем эффективно поддерживает их и далее. Сценарий P2C является технико-экономическим сценарием, где предполагается, что региональные ограничения CO2, соответствующие NDC до 2030 года, продолжат сокращаться Сегодня примерно 80% энергетического баланса ЕЭК ООН основано на ископаемом топливе. Несмотря на то, что ископаемое топливо лежит в основе качества жизни во всем регионе, эта высокая зависимость означает, что ускоренное обезуглероживание всей энергетической системы в сочетании с технологическими изменениями имеет решающее значение для ЕЭК ООН, чтобы сыграть свою роль в достижении температуры 2°C. Задача значительная. В 2015 году на 56 стран региона приходилось 39% мирового потребления первичной энергии, что составляло 41% мирового ВВП. В регионе произведено 40% мировых первичных энергоресурсов и выбрасывается 39% глобального CO2 в результате сжигания ископаемого топлива. При усреднении по всему региону доля ископаемого топлива в общем объеме первичной энергии составляет 80% (аналогично глобальному соотношению 81%). При оценке по субрегионам наименьшая доля в Западной Европе составляет 71%, а наибольшая в Центральной Азии - 94%. В экономически рациональном сценарии, который соответствует целевому показателю 2 °C при реализации других аспектов Повестки дня на период до 2030 года, ископаемые виды топлива (уголь, нефть и газ) будут по-прежнему составлять 56% регионального энергетического баланса к 2050 году (см. Рисунок 3.3.1). Рисунок 3.3.1. – Потребность в первичной энергии в регионе ЕЭК ООН с разбивкой по сценариям энергетической политики 43 Это подразумевает, что альтернативные энергетические технологии либо более дороги, либо не могут быть развернуты в рассматриваемые сроки. Например, хотя возобновляемая энергия может быть пригодна для производства электроэнергии, развертывание возобновляемой энергии в транспортном секторе остается проблемой до тех пор, пока не сократится стоимость батарей, и инфраструктура не адаптируется для поддержки более широкого использования электромобилей в общественных местах. Как и в случае баланса первичных энергоресурсов, баланс конечного потребления в регионе основан на ископаемом топливе (см. Рис. 3.3.2). В сценарии REF общий конечный спрос на энергию после 2020 года увеличивается на 0,7% в год, что отражает демографические изменения. Он основан на жидких нефтяных топливах, за которыми следуют природный газ и электричество. Ожидается, что спрос на жидкие топлива, обусловленный транспортным сектором и неэнергетическим использованием, возрастет до 2050 года. В сценарии NDC не ожидается значительного снижения конечного спроса на энергию. К 2050 году ожидается незначительное снижение спроса на уровне около 6%. Это будет зависеть от повышения энергоэффективности, перераспределения топлива и адаптации инфраструктуры. В период с 2020 по 2050 год конечная потребность в энергии увеличивается для всех видов топлива (хотя и более низкими темпами, чем REF), за исключением систем централизованного теплоснабжения и природного газа. Жидкие топлива и электричество (постепенно вырабатываемое из возобновляемых источников энергии), как ожидается, заменят газ в конечном энергетическом балансе. После начального умеренного роста, в сценарии P2C, конечный спрос на энергию неуклонно снижается, что отражает преобразование энергосистемы, вызванное смягчением последствий изменения климата. По сравнению со сценарием REF, ожидается, что конечный спрос на энергию сократится примерно на 25%, в основном за счет повышения эффективности и интенсивности, технологических и структурных изменений, а также изменения образа жизни. В то время как потребление жидкого топлива и природного газа сокращаются, использование ядерной энергии остается значительным в течение рассматриваемого периода, в соответствии с её низким углеродным следом. Рисунок 3.3.2 – Конечный спрос на энергию в регионе ЕЭК ООН с разбивкой по сценариям энергетической политики Поскольку доступ к электричеству и использование чистых видов топлива и технологий являются ключевыми количественными показателями измерения достижения ЦУР 7, для целей настоящего исследования энергоснабжение в ЕЭК ООН в основном сосредоточено на роли различных технологий в производстве электроэнергии (рисунок 3.3.3). 44 Структура производства электроэнергии в регионе ЕЭК ООН сегодня преимущественно основана на ископаемом топливе (уголь и природный газ), за которыми следуют ядерная энергия и гидроэнергетика. Традиционная система электроснабжения определяется крупномасштабными установками, которые вырабатывают преимущественно на основе ископаемого топлива электроэнергию и тепло конечным пользователям в однонаправленном режиме. Ожидается, что аналогично окончательному балансу энергии, в структуре производства электроэнергии будут существенные структурные изменения только по сценарию P2C после 2030 года. В сценарии NDC ожидается небольшое увеличение выработки электроэнергии по сравнению со сценарием REF, главным образом обусловленным освоением электрической мобильности. Сценарий P2C предполагает более высокую степень диверсификации с быстрым освоением технологий с низким уровнем выбросов углерода. На фоне ожидаемой повсеместной электрификации энергосистемы к 2050 году ожидается более высокий спрос на электроэнергию на 30%. Во-первых, с 2025 года наблюдается быстрый рост использования возобновляемых источников энергии, в основном за счет энергии ветра и солнечной энергии. Это предполагает, что требуемые инвестиции будут направлены в регионы, где инфраструктура возобновляемых источников энергии все еще недостаточно развита, такие как Кавказ, Центральная Азия, Восточная и Юго-Восточная Европа. Во- вторых, модифицированный уголь и газ с использованием технологий улавливания и хранения углерода (CCS) будут постепенно вводиться с 2030 года и будут набирать обороты до 2050 года. Хотя ожидается, что обычное использование угля будет постепенно прекращаться, некоторая выработка электроэнергии на угле с использованием CCS, как ожидается, сохранит роль угля в балансе выработки электроэнергии. Газ и уголь с использованием CCS имеют большой потенциал в регионе и в случае интенсификации их развития могут стать решением для ограничения выбросов CO2 в энергетическом секторе. Рисунок 3.3.3 – Производство электроэнергии в регионе ЕЭК ООН с разбивкой по сценариям энергетической политики В сценарии NDC структура генерирующих мощностей отличается лишь незначительно от сценария REF. Ожидается, что до 2030 года уголь и нефть будут ограничиваться региональными лимитами выбросов парниковых газов и постепенно будут замещены разнообразным спектром низкоуглеродных мощностей, начиная от природного газа, атомной, гидроэнергетики, солнечной и ветровой энергетики. С 2030 года продолжение сокращения выбросов NDC приводит к дальнейшему замещению угля, 45 нефти, а также природного газа (с 2030 по 2040 годы) на дополнительные мощности, не связанные с ископаемым топливом. Ожидается, что переменная генерация обеспечит 25% от общей выработки к 2050 году, что приведет к «восстановлению» газовых мощностей после 2040 года для целей балансировки нагрузки. К 2050 году мощности по добыче угля будут на 27% ниже, чем в сценарии REF. Это, однако, не подразумевает конец угольной генерации. 200 ГВт относительно новых угольных электростанций все еще работают в 2050 году. Кроме того, после 2040 года на рынке появится небольшое число угольных электростанций, оснащенные системой CCS, включая мощности на газе и биомассе, также оснащенные системой CCS. В сценарии P2C к 2050 году возобновляемая энергия должна составлять 55% (3050 ГВт) электрогенерации. Это означает, что к 2050 году коэффициент замещения ископаемых видов топлива составит 18:1, что будет обусловлено почти исключительно политикой, определяемой глобальными бюджетами выбросов парниковых газов, и соответствующей корректировкой конечного энергобаланса (увеличение доли электроэнергии и, в незначительной степени, водорода). Будущее энергетической отрасли в регионе выглядит очень по-разному при различных сценариях, и на всех уровнях общества будут победители и проигравшие. Отрасли ископаемого топлива будут затронуты наиболее негативно, но в то же время они необходимы для экономического благополучия во время переходного периода, который продлится по крайней мере до конца этого столетия. Следовательно, темпы энергетического перехода зависят от маневренности энергосистемы и генерации на ископаемом топливе в направлении новых бизнес-моделей и инноваций. В 2050 году половина энергии региона будет по-прежнему основываться на ископаемом топливе при любом экономически рациональном сценарии. Во всех субрегионах выработка электроэнергии, системы централизованного теплоснабжения, а также транспортный сектор по-прежнему зависят от ископаемого топлива. Таким образом, инвестиции должны быть распределены по более широкому диапазону технологий с нулевым уровнем выбросов и по всем субрегионам, чтобы обеспечить быстрый энергетический переход к устойчивой энергетике. 46 4. Приоритеты, целевые показатели и ключевые проблемы развития ВИЭ в государствах-участниках СНГ Оценка приоритетов и ключевых проблем развития ВИЭ в государствах- участниках СНГ осуществлялась на основании анализа открытых данных и информации, а также результатов разработанного в рамках Технического задания проекта и согласованного с UNECE, IRENA, REN21, IEA вопросника. Цель данного вопросника - дополнить имеющиеся данные и информацию для определения приоритетов внедрения различных видов ВИЭ в каждой из стран СНГ, ключевых проблем и актуальных вопросов интеграции солнечной и ветровой генерации в процессе трансформации энергетических систем. Результаты анализа ответов респондентов, а также анализ проектов «Национальных планов действий по устойчивой энергетике», показали следующее: Электроэнергетика практически всех стран СНГ (за исключением Республики Казахстан), работает на «низкоуглеродных» и/или «безуглеродных» источниках энергии: в Республиках Таджикистан и Кыргызстан электроэнергия производится в основном на крупных гидроэлектростанциях; тепловые электростанции в Республиках Беларусь, Узбекистан, составляющие основу электроэнергетики указанных стран, работают на природном газе; в структуре генерирующих мощностей республики Армения представлены АЭС, ГЭС и ТЭС на природном газе. Климатические и природные условия стран-бенефициаров предоставляют широкие возможности для использования возобновляемых источников, которые играют важную роль в диверсификации энергетического баланса, сокращении вредных выбросов и парниковых газов в атмосферу. Обобщенные данные по установленной мощности (МВт) объектов ВИЭ, включая ГЭС, в странах стран СНГ в 2010 -2020 годы приведены в табл. 4.1 и на рисунке 4.1. Таблица 4.1 − Динамика установленной мощности объектов ВИЭ, включая ГЭС, в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, МВт Государства – участники СНГ 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 01.01.2020 Азербайджанская Республика 997 999 1024 1125 1120 1154 1184 1194 1277 1279 Республика Армения 1127 1152 1253 1292 1301 1289 1316 1332 1357 1389 Республика Беларусь 91 96 113 131 136 186 293 431 457 472 Республика Казахстан 2364 2514 2665 2680 2734 2807 2851 2898 3088 3606 Кыргызская Республика 3064 3072 3072 3572 3671 3677 3677 3689 3673 3673 Республика Молдова 64 64 64 67 69 69 71 81 103 103 Российская Федерация 47375 47418 49384 50041 50958 51304 51338 54313 54611 55190 Республика Таджикистан 4802 4809 4811 4814 5035 5033 5039 5039 5153 5273 Туркмения 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Республика Узбекистан 1746 1746 1746 1747 1762 1762 1796 1843 1919 1943 ИТОГО_61631_61871_64133_65470_66787_67096_67566_70821_71639_72929'>ИТОГО 61631 61871 64133 65470 66787 67096 67566 70821 71639 72929 47 Источник информации: Отчет IRENA «Статистика установленной мощности в возобновляемой энергетике 2020» (Renewable Capacity Statistics 2020) 41 Рисунок 4.1 – Динамика установленной мощности объектов ВИЭ, включая ГЭС, в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, ГВт Обобщенные данные по установленной мощности (МВт) ветроэлектростанций в странах стран СНГ в 2010 - 2020 годы приведены в табл. 4.2 и на рисунке 4.2, а солнечных электростанций в табл. 4.3 и на рисунке 4.3. Таблица 4.2. – Динамика установленной мощности объектов наземной ветровой энергетики в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, МВт Государства – участники СНГ 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 01.01.2020 Азербайджанская Республика 2 3 3 8 16 16 66 66 Республика Армения 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Республика Беларусь 2 2 2 2 3 43 68 83 101 109 Республика Казахстан 2 4 53 72 98 112 121 284 Кыргызская Республика Республика Молдова 1 1 1 2 9 29 29 Российская Федерация 10 10 10 10 10 11 11 11 52 102 Республика Таджикистан Туркменистан Республика Узбекистан 1 1 1 ИТОГО 17 15 17 23 73 138 198 235 373 594 41 file:///C:/Users/Moy/Downloads/IRENA_RE_Capacity_Statistics_2020%20(2).pdf 48 Рисунок 4.2. – Динамика установленной мощности объектов наземной ветровой энергетики в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, МВт Таблица 4.3. – Динамика установленной мощности объектов солнечной электроэнергетики в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, МВт Государства – участники СНГ 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 01.01.2020 Азербайджанская Республика 0 1 1 1 2 5 25 28 35 37 Республика Армения 1 2 17 50 Республика Беларусь 1 4 13 51 153 154 157 Республика Казахстан 21 5 57 57 59 209 542 Кыргызская Республика Республика Молдова 1 1 2 2 4 4 Российская Федерация 1 5 61 76 275 535 1 064 Республика Таджикистан Туркменистан Республика Узбекистан 1 1 1 1 2 3 4 4 ИТОГО 0 1 2 25 18 138 214 522 958 1858 49 Рисунок 4.3 – Динамика установленной мощности объектов солнечной электроэнергетики в странах СНГ в период с 2010 по 2020 год, МВт На рассматриваемом временном периоде 2010 – 2020 годы можно выделить два этапа. На первом этапе 2010-2014 годы наблюдался умеренный рост установленных мощностей ветровой и солнечной энергетики. С 2014 года по настоящее время ввод солнечных и ветровых генерирующих мощностей идет нарастающими темпами. Если за этот период установленная мощность ветроэнергетики государств-участников СНГ выросла с 73 до практически 600 МВт, то установленная мощность солнечной энергетики с 18 МВт приблизилась к рубежу 2 ГВт. Все страны региона ратифицировали Парижское соглашение по климату и взяли на себя обязательства выполнить целевые показатели по снижению выбросов парниковых газов в рамках своих Национальных определенных вкладов. (INDC) (табл.4.4-4.5). Внедрение ВИЭ рассматривается в качестве одной из основных мер выполнения взятых обязательств. Таблица 4.4. – Даты подписания и ратификации Парижского соглашения государствами – участниками СНГ Государства-участники СНГ Процент ПГ для ратификации Дата подписания Дата вступления соглашения в силу Азербайджанская Республика 0.13% 22.04.2016 . 8.02.2017. Республика Армения 0.02% 20.09.2016 . 22.04.2017 Республика Беларусь 0.24% 22.04.2016 . 04.11.2016 Республика Казахстан 0.84% 02.08.2016 . 05.01.2017 Кыргызская Республика 0.03% 21.09.2016 . 12.11.2019 . Республика Молдова 0.04% 21.09.2016 . 20.07.2017 . Российская Федерация 7.53% 22.04.2016 . 21.09.2019 . Республика Таджикистан 0.02% 22.04.2016. 21.04.2017 . Туркменистан 0.20% 23.09.2016. 19.11.2016. Республика Узбекистан 0.54% 19.04.2017. 03.10.2018 50 Таблица 4.5 – Определяемые на национальном уровне вклады (INDC) для государств – участников СНГ Государства-участники СНГ Определяемые на национальном уровне вклады (INDC) для государств – участников СНГ Азербайджанская Республика Cокращение выбросов ПГ на 35% к 2030 году по сравнению с 1990 годом Республика Армения На 2015 – 2050 годы предел выбросов ПГ в 633 млн тонн, или 5,4 тонны на душу населения Республика Беларусь К 2030 году сокращение выбросов ПГ не менее чем на 28% к уровню 1990 года Республика Казахстан К 2030 году сокращение выбросов ПГ не менее чем на 15% к уровню 1990 года Кыргызская Республика К 2030 году сокращение выбросов ПГ на 11,49-13,75% относительно 2010 года Республика Молдова К 2030 году сокращение выбросов на 64 – 67% к уровню 1990г. Российская Федерация Сокращение выбросов парниковых газов до 70% относительно уровня 1990 года с учетом максимально возможной поглощающей способности лесов и иных экосистем и при условии устойчивого и сбалансированного социально- экономического развития Российской Федерации Республика Таджикистан К 2030 году потенциал снижения выбросов ПГ позволит обеспечить 65-75% от уровня 1990 года Туркменистан К 2030 году цель: сократить темпы роста выбросов ПГ по отношению к росту ВВП; снизить потребление энергии и производство CO 2 на единицу ВВП; после достижения объема выбросов ПГ 135,8 млн. тонн в CO 2 -экв. обеспечить стабилизацию на этом уровне Республика Узбекистан К 2030 году снижение удельных выбросов ПГ на единицу ВВП на 10% от уровня 2010 года В период с 1990 по 2017 валовый выброс СO 2 при сжигании органического топлива в странах СНГ сократился почти на 750 млн т или на 26,5 % (табл.4.6, рис. 4.4). Сокращение произошло за счёт существенного снижения потребления угля (табл. 4.7, рис. 4.5). |