ОБЗОР / #3 АПРЕЛЬ 2024
Как плата за углерод изменит энергетику России
Текст: Роман ЖОЛУДЬ / Фото: Unsplash.com, АЭМ-Технологии / Иллюстрация: Кирилл ФИЛОНОВ
Регулирование выбросов парниковых газов влияет не только на климат, но и на национальные экономики. Как изменится энергетика России из-за введения платы за углерод? Ответ на этот вопрос содержится в прогнозе, составленном в Институте энергетических исследований РАН.
Одним из самых эффективных в мировой практике способов достижения целей Парижского соглашения по климату стало углеродное регулирование. Россия внедряет регуляторные механизмы в различные области энергетики. Ученые из Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН Анна Шигина и Андрей Хоршев построили сценарии структурных изменений в российской энергетике, возникающих вследствие введения платы за выбросы парниковых газов.
Доля выбросов
Генерация тепла и электричества — один из основных источников парниковых газов в мире; на ее долю, по данным Международного энергетического агентства, приходится до 45 % их антропогенных выбросов.
В разных странах вклад энергетики в их создание различается: в Бразилии он составляет всего лишь 20 %, в США — 37 %, в Китае — 60 %, в России — примерно 50 %.
В разных странах вклад энергетики в их создание различается: в Бразилии он составляет всего лишь 20 %, в США — 37 %, в Китае — 60 %, в России — примерно 50 %.
Первый международный климатический документ — Рамочная конвенция ООН по изменению климата — был принят в 1992 году. За прошедшее с тех пор время было предложено около 20 основных разновидностей углеродного регулирования — механизмов влияния на выбросы парниковых газов, связанные с деятельностью человека. По данным Всемирного банка, в большинстве стран, вступивших на путь декарбонизации, одновременно применяется не менее двух различных регуляторных инструментов. Наиболее распространенные из них — углеродный налог и система торговли квотами на выбросы.
Углеродный налог — это, по сути, фискальный метод воздействия: государство устанавливает стоимость тонны выбрасываемого CO2 или, как это предлагалось в США, брать каждой тонны углерода, содержащейся в добываемом или импортируемом топливе.
Система торговли квотами — это рыночный механизм. Государство устанавливает квоту на выбросы для экономики в целом, ее отдельных секторов или предприятий. А ценообразование происходит рыночным путем: компании могут продавать излишки своих квот, появившиеся в результате принятия мер по сокращению выбросов. Купить квоты могут предприятия, не готовые уменьшать выбросы CO2 по технологическим или экономическим причинам. Таким образом, цена квот устанавливается в результате баланса спроса и предложения.
«По своей сути система торговли квотами идентична налогу — также вводится плата за углерод, — объясняет А. Хоршев, руководитель Центра моделирования в энергетике ИНЭИ РАН. — Ее величина устанавливается государством или определяется на рыночных условиях. Сегодня крупнейшая в мире система торговли выбросами действует в ЕС, она существует с 2005 года. С 2021 года запущена общенациональная система торговли выбросами в Китае. В США действуют региональные системы торговли выбросами на уровне отдельных штатов (например, в Орегоне, Пенсильвании, Калифорнии)».
Углеродный налог — это, по сути, фискальный метод воздействия: государство устанавливает стоимость тонны выбрасываемого CO2 или, как это предлагалось в США, брать каждой тонны углерода, содержащейся в добываемом или импортируемом топливе.
Система торговли квотами — это рыночный механизм. Государство устанавливает квоту на выбросы для экономики в целом, ее отдельных секторов или предприятий. А ценообразование происходит рыночным путем: компании могут продавать излишки своих квот, появившиеся в результате принятия мер по сокращению выбросов. Купить квоты могут предприятия, не готовые уменьшать выбросы CO2 по технологическим или экономическим причинам. Таким образом, цена квот устанавливается в результате баланса спроса и предложения.
«По своей сути система торговли квотами идентична налогу — также вводится плата за углерод, — объясняет А. Хоршев, руководитель Центра моделирования в энергетике ИНЭИ РАН. — Ее величина устанавливается государством или определяется на рыночных условиях. Сегодня крупнейшая в мире система торговли выбросами действует в ЕС, она существует с 2005 года. С 2021 года запущена общенациональная система торговли выбросами в Китае. В США действуют региональные системы торговли выбросами на уровне отдельных штатов (например, в Орегоне, Пенсильвании, Калифорнии)».
Варианты динамики платы за углерод до 2060 г.
Варианты М1, М2, М3 отражают среднемировые значения, согласованные с целями Парижского соглашения. М4 нацелен на ограничение роста температуры 1,5 °C. А — рекомендация для азиатского региона. Р1, Р2, Р3, Р4, Р5 и Р6 были использованы для исследования перспектив низкоуглеродного развития России. Для сравнения на графике также отображены фактические среднегодовые рыночные стоимости единиц выполнения квоты европейской (EU ETS) и китайской (China ETS) СТВ за 2020 г.
Россия: пряник или кнут?
Россия вступила на путь углеродного регулирования не так давно и сейчас сочетает, по выражению одного из авторов исследования, аспирантки ИНЭИ РАН А. Шигиной, кнут и пряник.
«Кнут» — создание системы квотирования выбросов CO2 на уровне субъектов РФ. В порядке эксперимента такая система запущена полтора года назад на Сахалине.
«Пряник» в виде Национального реестра углеродных единиц, созданного правительством России, тоже заработал в 2022 году. Углеродная единица — это эквивалент объема выбросов парниковых газов, которые удалось предотвратить благодаря реализации климатического проекта.
«Фактически этот механизм наделил стоимостью тонну выбросов, которой удалось избежать, — рассказывает А. Шигина. — Например, какая-то компания реализовала проект по строительству безуглеродной генерации или по повышению энергоэффективности. Этот проект дал значительный результат по снижению выбросов парниковых газов, и при этом его реализация не была продиктована требованиями законодательства или инвестиционной привлекательностью. Компания получила независимое подтверждение этому в рамках процедур валидации проектной документации и верификации отчета о мониторинге достигнутых результатов. Тогда на счет владельца этого проекта в Национальном реестре зачисляется по одной углеродной единице за каждую тонну выбросов, которой удалось избежать. Дальше компания принимает решение: продать углеродные единицы на рыночных условиях или зачесть в рамках собственных климатических обязательств».
Такая процедура получения дополнительного дохода посредством монетизации CO2 может повторяться ежегодно в течение 15 лет с момента запуска индустриального проекта.
Первые углеродные единицы в сентябре 2022 года были получены проектом строительства СЭС на Сахалине.
Из 19 проектов, зарегистрированных в Национальном реестре углеродных единиц за полтора года его работы, около половины относятся к сфере энергетики. Три из них напрямую связаны с генерацией электроэнергии и тепла: помимо вышеупомянутой сахалинской СЭС, это модернизация Владивостокской ТЭЦ‑2 и Костромской ГРЭС. Вообще российская методическая база включает довольно широкий спектр методологий реализации климатических проектов в области электроэнергетики. Среди них — строительство новой станции когенерации, поставляющей электроэнергию и тепло потребителям, подключение к сети изолированных энергетических систем, производство электроэнергии и тепла из биомассы, генерация возобновляемой электроэнергии для прямых поставок потребителю или в энергосеть и другие. Все это делает получение углеродных единиц привлекательным способом дополнительного заработка для энергетических компаний.
Этот механизм также позволяет участникам национального рынка выходить на международный уровень. «Нам известно, что как минимум один российский проект в области возобновляемой энергетики в настоящее время готовится к прохождению валидации и открытых общественных обсуждений в крупной международной добровольной программе сокращения выбросов парниковых газов, — говорит А. Шигина. — А значит, углеродные единицы от проекта, реализованного в России, скоро будут торговаться на международной бирже».
В целом российский подход к углеродному регулированию напоминает китайский, но есть и отличие: наш рынок углеродных единиц открыт для иностранных участников. Кроме того, квотирование выбросов в Китае распространено на экономику всей страны (но не на все отрасли), а в России носит пока региональный характер.
Россия вступила на путь углеродного регулирования не так давно и сейчас сочетает, по выражению одного из авторов исследования, аспирантки ИНЭИ РАН А. Шигиной, кнут и пряник.
«Кнут» — создание системы квотирования выбросов CO2 на уровне субъектов РФ. В порядке эксперимента такая система запущена полтора года назад на Сахалине.
«Пряник» в виде Национального реестра углеродных единиц, созданного правительством России, тоже заработал в 2022 году. Углеродная единица — это эквивалент объема выбросов парниковых газов, которые удалось предотвратить благодаря реализации климатического проекта.
«Фактически этот механизм наделил стоимостью тонну выбросов, которой удалось избежать, — рассказывает А. Шигина. — Например, какая-то компания реализовала проект по строительству безуглеродной генерации или по повышению энергоэффективности. Этот проект дал значительный результат по снижению выбросов парниковых газов, и при этом его реализация не была продиктована требованиями законодательства или инвестиционной привлекательностью. Компания получила независимое подтверждение этому в рамках процедур валидации проектной документации и верификации отчета о мониторинге достигнутых результатов. Тогда на счет владельца этого проекта в Национальном реестре зачисляется по одной углеродной единице за каждую тонну выбросов, которой удалось избежать. Дальше компания принимает решение: продать углеродные единицы на рыночных условиях или зачесть в рамках собственных климатических обязательств».
Такая процедура получения дополнительного дохода посредством монетизации CO2 может повторяться ежегодно в течение 15 лет с момента запуска индустриального проекта.
Первые углеродные единицы в сентябре 2022 года были получены проектом строительства СЭС на Сахалине.
Из 19 проектов, зарегистрированных в Национальном реестре углеродных единиц за полтора года его работы, около половины относятся к сфере энергетики. Три из них напрямую связаны с генерацией электроэнергии и тепла: помимо вышеупомянутой сахалинской СЭС, это модернизация Владивостокской ТЭЦ‑2 и Костромской ГРЭС. Вообще российская методическая база включает довольно широкий спектр методологий реализации климатических проектов в области электроэнергетики. Среди них — строительство новой станции когенерации, поставляющей электроэнергию и тепло потребителям, подключение к сети изолированных энергетических систем, производство электроэнергии и тепла из биомассы, генерация возобновляемой электроэнергии для прямых поставок потребителю или в энергосеть и другие. Все это делает получение углеродных единиц привлекательным способом дополнительного заработка для энергетических компаний.
Этот механизм также позволяет участникам национального рынка выходить на международный уровень. «Нам известно, что как минимум один российский проект в области возобновляемой энергетики в настоящее время готовится к прохождению валидации и открытых общественных обсуждений в крупной международной добровольной программе сокращения выбросов парниковых газов, — говорит А. Шигина. — А значит, углеродные единицы от проекта, реализованного в России, скоро будут торговаться на международной бирже».
В целом российский подход к углеродному регулированию напоминает китайский, но есть и отличие: наш рынок углеродных единиц открыт для иностранных участников. Кроме того, квотирование выбросов в Китае распространено на экономику всей страны (но не на все отрасли), а в России носит пока региональный характер.
Углеродный рычаг для энергетики
Введение экономических методов углеродного регулирования — платы за углерод — позволяет государству гибко управлять выбросами: либо напрямую, регулируя углеродный налог, либо изменяя размер квот. Величина стимулирующего давления зависит от углеродной интенсивности технологии, то есть от того, сколько парниковых газов на единицу продукции она дает. Это означает, что для компаний станет экономически нецелесообразно эксплуатировать технологии с наибольшим значением этого показателя.
Иными словами, плата за углерод — прямой стимул к изменению структуры энергетики. Поэтому специалисты ИНЭИ РАН решили моделировать эти изменения в зависимости от размера платы за углерод. Почему это исследование важно?
В октябре 2023 года в Климатической доктрине Российской Федерации была впервые закреплена конкретная цель: достичь углеродной нейтральности не позднее 2060 года. Это предъявляет достаточно жесткие требования к развитию топливно-энергетического комплекса России в целом и электроэнергетики в частности. От них требуется обеспечить доступное энергоснабжение растущей экономики в условиях декарбонизации.
Однако, несмотря на заявленные амбициозные цели, в России до сих пор полномасштабно не применяются механизмы прямого углеродного регулирования. Это и делает актуальным обоснование величины платы за углерод и ее динамики в стране на долгосрочную перспективу. Соответственно, важным становится анализ чувствительности технологической структуры электроэнергетики и теплоснабжения к размеру платы за углерод.
Исследователи отмечают, что простая ориентация на мировой опыт мало что дает России с уникальными географическими, климатическими и экономическими характеристиками ее регионов.
Введение экономических методов углеродного регулирования — платы за углерод — позволяет государству гибко управлять выбросами: либо напрямую, регулируя углеродный налог, либо изменяя размер квот. Величина стимулирующего давления зависит от углеродной интенсивности технологии, то есть от того, сколько парниковых газов на единицу продукции она дает. Это означает, что для компаний станет экономически нецелесообразно эксплуатировать технологии с наибольшим значением этого показателя.
Иными словами, плата за углерод — прямой стимул к изменению структуры энергетики. Поэтому специалисты ИНЭИ РАН решили моделировать эти изменения в зависимости от размера платы за углерод. Почему это исследование важно?
В октябре 2023 года в Климатической доктрине Российской Федерации была впервые закреплена конкретная цель: достичь углеродной нейтральности не позднее 2060 года. Это предъявляет достаточно жесткие требования к развитию топливно-энергетического комплекса России в целом и электроэнергетики в частности. От них требуется обеспечить доступное энергоснабжение растущей экономики в условиях декарбонизации.
Однако, несмотря на заявленные амбициозные цели, в России до сих пор полномасштабно не применяются механизмы прямого углеродного регулирования. Это и делает актуальным обоснование величины платы за углерод и ее динамики в стране на долгосрочную перспективу. Соответственно, важным становится анализ чувствительности технологической структуры электроэнергетики и теплоснабжения к размеру платы за углерод.
Исследователи отмечают, что простая ориентация на мировой опыт мало что дает России с уникальными географическими, климатическими и экономическими характеристиками ее регионов.
Оценить выбросы
По данным ИНЭИ РАН, плата за выброс одной тонны CO2 в мире варьируется сегодня от менее $ 1 до более $ 150. Так, в ЕС и Китае в 2023 году эти цифры различались почти в 10 раз. При этом для достижения целей Парижского соглашения по климату экспертами ООН рекомендован коридор в $ 69−122 к 2030 году.
Лидировать будет атом
Для прогнозирования влияния платы за углерод на структуру электроэнергетики и централизованного теплоснабжения России исследователи из ИНЭИ РАН использовали модель EPOS, созданную. в институте и уже хорошо себя зарекомендовавшую. Она позволяет определять оптимальную структуру этих отраслей на долгосрочную перспективу. Применяемый критерий оптимизации гарантирует выбор наилучшего с общеэкономической точки зрения варианта развития отрасли.
Использование этой модели позволило исследователям в рамках единой процедуры оценить не только изменение технологической структуры отраслей, но и затраты на реализацию сценариев их развития.
В итоге были сформированы семь сценариев развития российской электроэнергетики и теплоснабжения до 2050 года при различной величине платы за углерод. В первом, базовом сценарии плата не вводилась, в остальных шести она изменялась от минимальных ($ 20 за тонну в 2050 году) до максимальных ($ 210 за тонну) показателей.
Для прогнозирования влияния платы за углерод на структуру электроэнергетики и централизованного теплоснабжения России исследователи из ИНЭИ РАН использовали модель EPOS, созданную. в институте и уже хорошо себя зарекомендовавшую. Она позволяет определять оптимальную структуру этих отраслей на долгосрочную перспективу. Применяемый критерий оптимизации гарантирует выбор наилучшего с общеэкономической точки зрения варианта развития отрасли.
Использование этой модели позволило исследователям в рамках единой процедуры оценить не только изменение технологической структуры отраслей, но и затраты на реализацию сценариев их развития.
В итоге были сформированы семь сценариев развития российской электроэнергетики и теплоснабжения до 2050 года при различной величине платы за углерод. В первом, базовом сценарии плата не вводилась, в остальных шести она изменялась от минимальных ($ 20 за тонну в 2050 году) до максимальных ($ 210 за тонну) показателей.
Плата за углерод и годовой темп ее роста в сценариях ИНЭИ РАН
Шесть сценариев роста платы за углерод: В1-В6 различаются ставкой и темпами роста, Б — business-as-usual.
Введение платы за выбросы приведет прежде всего к сокращению использования угля в отрасли. Максимально возможное замещение угля будет достигнуто уже при минимальной плате за углерод. Дальнейшее повышение платы практически не будет снижать использование угля.
Потребление газа также станет сокращаться, но его снижение будет более плавным по сравнению с углем. И даже при максимальной плате за выбросы объем использования газа в электро- и теплоснабжении составит 50 % отчетного уровня. Это связано прежде всего с тем, что в некоторых случаях, особенно в теплоснабжении, отказываться от газа экономически нецелесообразно: например, эффективно заменить газ в небольших котельных практически нечем.
Замещение тепловой генерации на газе и угле будет происходить в первую очередь за счет атомной энергетики, которая при принятых в расчетах допущениях оказывается наиболее эффективной технологией (ее доля может превысить 50 %). Условием масштабного развития атомной энергетики станет достижение целей по технико-экономическим характеристикам энергоблоков, в том числе малой мощности. Это может реализовываться как за счет технологических усовершенствований (например, перехода на замкнутый топливный цикл), так и за счет выхода на серийное, крупномасштабное производство энергоблоков.
Потребление газа также станет сокращаться, но его снижение будет более плавным по сравнению с углем. И даже при максимальной плате за выбросы объем использования газа в электро- и теплоснабжении составит 50 % отчетного уровня. Это связано прежде всего с тем, что в некоторых случаях, особенно в теплоснабжении, отказываться от газа экономически нецелесообразно: например, эффективно заменить газ в небольших котельных практически нечем.
Замещение тепловой генерации на газе и угле будет происходить в первую очередь за счет атомной энергетики, которая при принятых в расчетах допущениях оказывается наиболее эффективной технологией (ее доля может превысить 50 %). Условием масштабного развития атомной энергетики станет достижение целей по технико-экономическим характеристикам энергоблоков, в том числе малой мощности. Это может реализовываться как за счет технологических усовершенствований (например, перехода на замкнутый топливный цикл), так и за счет выхода на серийное, крупномасштабное производство энергоблоков.
Согласно исследованию ИНЭИ РАН, замещение тепловой генерации на газе и угле будет происходить в первую очередь за счет атомной энергетики
Стоимость атомных энергоблоков и, как следствие, электроэнергии для потребителя может снизить и создание специальных условий финансирования атомных проектов, говорят эксперты ИНЭИ РАН. Например, за счет субсидируемых государственных кредитов.
Развитие возобновляемых источников энергии станет масштабным лишь при увеличении платы за выбросы до достаточно большой величины — примерно до $ 170 за тонну CO2 к 2050 году. Однако даже при этом их доля в электробалансе России не превысит 5 %. Дальнейшее увеличение их доли до 10 % потребует еще большей платы за выбросы. Кроме того, потребуется сооружение накопителей энергии и другие дополнительные траты на обеспечение устойчивости энергосистемы.
Увеличение платы за выбросы будет стимулировать и развитие гидроэнергетики. Однако потенциал ее развития практически исчерпан на европейской территории России, и оно будет происходить в основном в восточной части страны. Однако сооружение протяженных энергомостов для передачи электроэнергии от сибирских рек будет эффективным лишь при максимальной плате за CO2 — больше $ 200 за тонну в 2050 году.
«Наше исследование показало, что масштабная декарбонизация централизованного теплоснабжения возможна лишь за счет развития электрокотельных и, в ограниченном объеме, атомных ТЭЦ, — рассказывает А. Хоршев. — Однако это потребует введения очень высокой платы за выбросы CO2 и повлечет существенные затраты».
Развитие возобновляемых источников энергии станет масштабным лишь при увеличении платы за выбросы до достаточно большой величины — примерно до $ 170 за тонну CO2 к 2050 году. Однако даже при этом их доля в электробалансе России не превысит 5 %. Дальнейшее увеличение их доли до 10 % потребует еще большей платы за выбросы. Кроме того, потребуется сооружение накопителей энергии и другие дополнительные траты на обеспечение устойчивости энергосистемы.
Увеличение платы за выбросы будет стимулировать и развитие гидроэнергетики. Однако потенциал ее развития практически исчерпан на европейской территории России, и оно будет происходить в основном в восточной части страны. Однако сооружение протяженных энергомостов для передачи электроэнергии от сибирских рек будет эффективным лишь при максимальной плате за CO2 — больше $ 200 за тонну в 2050 году.
«Наше исследование показало, что масштабная декарбонизация централизованного теплоснабжения возможна лишь за счет развития электрокотельных и, в ограниченном объеме, атомных ТЭЦ, — рассказывает А. Хоршев. — Однако это потребует введения очень высокой платы за выбросы CO2 и повлечет существенные затраты».
Чтобы экономика не тормозила
При введении платы за выбросы очень важно следить за возможными негативными социально-экономическими эффектами, предупреждать и нейтрализовывать их.
Моделирование показывает: по мере роста платы за выбросы парниковых газов затраты, прежде всего инвестиционные, будут увеличиваться нелинейно. Практически каждая тонна снижения выбросов CO2 обойдется дороже предыдущей, что найдет отражение в цене электроэнергии и тепла для потребителей.
Предыдущие исследования ИНЭИ РАН показали, что стоимость электроэнергии для конечных потребителей при введении платы за углерод может увеличиться в 1,5−2 раза при диапазоне платы за выбросы $ 50−100 за тонну CO2 (по сравнению со сценарием без мер углеродного регулирования).
«Здесь можно поставить важный вопрос об эффективном целевом использовании собираемых углеродных платежей, — считает А. Хоршев. — За их счет можно не только делать безуглеродные инвестиции в отрасли, но и непосредственно дотировать возросшие затраты на электроэнергию для некоторых групп потребителей».
Снижение потребления угля на внутреннем и внешнем рынках приведет к сокращению объемов его добычи. Это вынудит угольные компании закрывать шахты и сокращать штат работников. Остро встанет вопрос об их трудоустройстве, прежде всего в шахтерских моногородах.
Особенности российской экономики, ее ориентация на сырьевые товары и тяжелую промышленность, географическое положение страны — факторы, ввиду которых развивать национальное углеродное регулирование нужно крайне осторожно, считают эксперты ИНЭИ РАН.
«Нам не с кого брать пример, российские условия существенно отличаются от других стран, — говорит А. Хоршев. — Тем не менее нужно обеспечить достижение двух противоречащих друг другу целей. С одной стороны — долгосрочное социально-экономическое развитие каждого из уникальных российских регионов, значительно различающихся структурой экономики, населением и климатом. С другой — выполнение обязательств по климату, которые Россия на себя взяла. Нужно понимать, что рост стоимости энергии для всех потребителей из-за углеродного налога может привести к существенному замедлению экономического развития».
С подобными проблемами сталкиваются все страны, вводящие углеродное регулирование. Однако следует учитывать, что в российской экономике вклад энергоемкой промышленности и энергетики в ВВП значительно выше, чем, например, в Европе.
Углеродный налог вводят, как правило, постепенно и не во всех сферах экономики сразу. Чаще всего начинают с электроэнергетики как наиболее гибкого сектора, где взаимозамещение различных видов топлива до определенного предела может происходить относительно просто. И лишь затем, после общественного принятия и адаптации, этот механизм распространяется на другие секторы экономики.
При введении платы за выбросы очень важно следить за возможными негативными социально-экономическими эффектами, предупреждать и нейтрализовывать их.
Моделирование показывает: по мере роста платы за выбросы парниковых газов затраты, прежде всего инвестиционные, будут увеличиваться нелинейно. Практически каждая тонна снижения выбросов CO2 обойдется дороже предыдущей, что найдет отражение в цене электроэнергии и тепла для потребителей.
Предыдущие исследования ИНЭИ РАН показали, что стоимость электроэнергии для конечных потребителей при введении платы за углерод может увеличиться в 1,5−2 раза при диапазоне платы за выбросы $ 50−100 за тонну CO2 (по сравнению со сценарием без мер углеродного регулирования).
«Здесь можно поставить важный вопрос об эффективном целевом использовании собираемых углеродных платежей, — считает А. Хоршев. — За их счет можно не только делать безуглеродные инвестиции в отрасли, но и непосредственно дотировать возросшие затраты на электроэнергию для некоторых групп потребителей».
Снижение потребления угля на внутреннем и внешнем рынках приведет к сокращению объемов его добычи. Это вынудит угольные компании закрывать шахты и сокращать штат работников. Остро встанет вопрос об их трудоустройстве, прежде всего в шахтерских моногородах.
Особенности российской экономики, ее ориентация на сырьевые товары и тяжелую промышленность, географическое положение страны — факторы, ввиду которых развивать национальное углеродное регулирование нужно крайне осторожно, считают эксперты ИНЭИ РАН.
«Нам не с кого брать пример, российские условия существенно отличаются от других стран, — говорит А. Хоршев. — Тем не менее нужно обеспечить достижение двух противоречащих друг другу целей. С одной стороны — долгосрочное социально-экономическое развитие каждого из уникальных российских регионов, значительно различающихся структурой экономики, населением и климатом. С другой — выполнение обязательств по климату, которые Россия на себя взяла. Нужно понимать, что рост стоимости энергии для всех потребителей из-за углеродного налога может привести к существенному замедлению экономического развития».
С подобными проблемами сталкиваются все страны, вводящие углеродное регулирование. Однако следует учитывать, что в российской экономике вклад энергоемкой промышленности и энергетики в ВВП значительно выше, чем, например, в Европе.
Углеродный налог вводят, как правило, постепенно и не во всех сферах экономики сразу. Чаще всего начинают с электроэнергетики как наиболее гибкого сектора, где взаимозамещение различных видов топлива до определенного предела может происходить относительно просто. И лишь затем, после общественного принятия и адаптации, этот механизм распространяется на другие секторы экономики.
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ