Инновационный фактор в перспективном развитии ТЭК России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ИННОВАЦИИ И ИНВЕСТИЦИИ

Синяк, ;А-С. Некрасов ,

С.^. Доронина, В-В- Семикашев

ИННОВАЦИОННЫЙ ФАКТОР

В ПЕРСПЕКТИВНОМ РАЗВИТИИ ТЭК РОССИИ

Прогнозы развития ТЭК до 2030 года. Сегодня формируются контуры энергетики будущего, которая постепенно трансформируется от энергетики, основанной на ограниченные органических ресурсах топлива, к энергетике на базе неисчерпаемых возобновляемые энергоресурсов2. Основное видение будущего мировой энергетики в первой половине текущего столетия базируется на следующих ключевые положениях.

Располагаемый потенциал органических топлив и нетрадиционных энергоресурсов вполне достаточен для решения энергетических проблем не толыко на протяжении обозримой перспективы, но и для существования человеческой цивилизации.

Скоросты перехода к неисчерпаемым источникам энергии будет регулироватыся экономическими и экологическими факторами.

Вредные для экологии и здоровыя людей последствия исполызования энергоресурсов приводят к повышению значимости нерыночных факторов при выборе энергетических технологий за счет учета дополнителы-ных затрат на сохранение среды обитания человека, безопасносты для здоровыя будущих поколений, обеспечение должного качества и продол-жителыности жизни населения. Неизбежное включение в цены энергоносителей экологической ренты («социалыной стоимости энергии») приведет к постепенному сокращению исполызования «грязных» топлив, на смену которым приходят «более чистые» энергоносители.

Цены на традиционные энергоресурсы будут иметы неуклонную тенденцию к росту в связи с истощением дешевых топливных месторожде-

1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект РГНФ № 08-02-00431а).

Впервые этот тезис был выдвинут и обоснован в конце 1970-х годов в работах коллектива ученых под руководством академика М.А. Стыриковича (см. например, [1]).

8

ний, переходом к разработке месторождений с худшими горно-геологическими условиями добычи и удаленных от центров основного потребления. Одновременно следует ожидать сокращения затрат на новые источники энергии, повышения их эффективности, надежности и доступности. Появляются возможности производства заменителей традиционных энергоресурсов, способных повысить качество энергоснабжения, снизить затраты, сократить вредные выбросы в окружающую среду.

В мировом масштабе обеспечение энергоресурсами все более перетекает в сферу политических проблем, лежащих в основе международных соглашений и договоров. Неизбежно обострение соперничества крупных держав за обладание контролем над дешевыми энергоресурсами, в отношении которых наметились признаки исчерпания (сегодня это нефть, традиционных по качеству и стоимостным параметрам месторождений; к середине века также природный газ). Фактор долгосрочной безопасности снабжения энергией становится приоритетным в энергетических стратегиях всех стран.

Социально-экономический прогресс в развивающихся странах в течение длительного времени будет связан с неизбежным ростом душевого потребления энергии. Глобализация мировой экономики приведет к усилению процессов вывода энергоемких производств из развитых стран в развивающиеся, что усилит отмеченные выше тенденции.

К середине текущего столетия можно ожидать, что большинство развитых стран перейдут в стадию стабилизации или даже абсолютного сокращения энергопотребления.

Следует ожидать формирования новых мировых рынков «сетевых» энергоресурсов, в частности - природного газа, а затем и электроэнергии. Становление этого рынка связано с развитием инфраструктуры сжижения газа (что обеспечит необходимую гибкость поставок, «отвязывая» их от трубопроводных маршрутов). В связи с концентрацией потребления жидких углеводородов преимущественно в процессах транспорта, произойдет переход к новой концепции ценообразования на рынке газа, не привязанной к рынку нефти, как это имеет место в настоящее время.

Электрификация всех сфер жизни как фактор роста производительности труда, социального развития и защиты окружающей среды получит опережающее развитие.

В связи с развитием систем дальнего транспорта энергии усилятся риски в обеспечении энергией, что будет отражаться на росте затрат у потребителя. Это приведет к возрастанию интереса к децентрализации энергоснабжения за счет приближения источников энергии к местам ее потребления.

9

Получат ускоренное распространение технологии, связанные с повышением эффективности использования энергии, сырья и материалов и сокращением загрязнения окружающей среды. Переход к устойчивому экономическому развитию в мире будет невозможен без крупных технических прорывов в сфере производства и потребления энергоресурсов.

Отмеченные тенденции будут характерны и для российского ТЭК, имеющего свои объективные особенности, основными из которых являются высокая обеспеченность собственными запасами природных энергоресурсов, большая пространственная протяженность территории страны и неравномерный характер размещения населения и ресурсно-производственных баз, более суровые климатические условия по сравнению с остальными странами мира, сложившаяся неблагоприятная демографическая ситуация и др. К этому следует добавить преобладание устаревших производственных технологий и высокую степень изношенности оборудования, повышенные расходы материальных ресурсов, плохую организацию труда и управления. Все это приводит к большим потерям энергии на всех стадиях от добычи органического топлива до конечного полезного использования энергии. Энергоемкость российской экономики в несколько раз выше, чем в других развитых странах. Сокращение энергоемкости является первостепенной задачей перспективного развития ТЭК страны.

В течение последних лет ИНП РАН проводит исследования по перспективам развития ТЭК страны в первой половине XXI в. [2]. Экономическое развитие России представлено двумя «базовыми» сценариями.

Сценарий 1 (инерционный вариант - слабая экономическая динамика) предполагает продолжение текущей экономической политики, которая приводит к снижению темпов экономического развития вплоть до конца периода прогнозирования. В этом сценарии ВВП страны к 2030 г. возрастает в 3,1 раза по сравнению с 2000 г. (среднегодовой темп прироста ВВП равен 3,85%).

Сценарий 2 (инновационный вариант - сильная экономическая динамика) основан на проведении активной инвестиционной политики, направленной на перестройку производственной структуры экономики с учетом широкого внедрения инновационных технологий. В нем также учтено сокращение темпов экономического роста в период 2008-2012 гг. Согласно этому сценарию, ожидаемый рост ВВП к 2030 г. должен составить около 4,5 раза (среднегодовой темп равен 5,1%).

Как следствие активной политики инвестиционно-инновационного сценария, будет происходить более интенсивная перестройка структуры национальной экономики: сократится доля энергоемких

10

отраслей и увеличится доля менее энергоемких производств и сектора услуг. Это будет сдерживать темпы роста энергопотребления.

В обоих сценариях приняты одинаковые темпы изменения численности населения страны. Согласно имеющимся «умеренным» прогнозам население страны будет систематически сокращаться с 144,8 млн. чел. в 2000 г. до 134-135 млн. чел. к 2020 г. [3]. Далее, возможно, удастся приостановить снижение численности населения страны. Это позволит практически стабилизировать численность населения страны. Ожидается, что доля населения в Европейской части страны несколько уменьшится, а в восточных регионах увеличится. При этом будет происходить медленное сокращение доли населения крупных городов и мелких населенных пунктов за счет роста средних по численности городов.

Дополнительно к двум «базовым» сценариям социально-экономического развития рассмотрены несколько сценариев, которые в перспективе могут оказать существенное влияние на структуру ТЭК. Анализ работ по прогнозированию развития энергетики в мире и в России показывают, что в качестве одного из наиболее вероятных факторов может стать необходимость введения уже в ближайшее десятилетие ограничений на выбросы тепличных газов для сокращения их негативного влияния на климат планеты.

В этой связи нами предложены два дополнительных («критических») сценария, которые сформированы на базе сценария 2 и для которых существенны следующие условия:

• сценарий 3 - выбросы СО2 не должны превышать уровень, зафиксированный для России Киотским протоколом (2,71 млрд. т СО2 в 1990 г.),

• сценарий 4 - ужесточение требований Киотского протокола с целью сокращения выбросов тепличных газов к середине XXI века до уровня 10-15% от выбросов 1990 г. (это соответствует допустимым выбросам СО2 для России согласно Сценарию 450 Международного энергетического агентства)3.

Учет дополнительных сценариев связан с необходимостью получения представительных и устойчивых стратегических решений в условиях возможных рисков энергетической политики.

В Приложении приведены основные параметры рассмотренных сценариев долгосрочного развития ТЭК России до 2030 г. Более подробно сценарии описаны в работах [2, 3]. В основе этих сценариев заложены существенные инновационные преобразования во всех

3 О сценарии 450 МЭА см.работу [4].

11

сферах ТЭК - от добычи природных энергоресурсов до их полезного использования у конечных потребителей для производства продукции и оказания услуг. Основными акцентами инновационной политики в ТЭК должны стать:

1) сокращение вредных выбросов в окружающую среду, включая тепличные газы;

2) снижение расходов энергоресурсов за счет энергосбережения и повышения эффективности использования энергии;

3) сдерживание роста затрат у потребителей энергоносителей.

Цели и задачи инновационной модернизации ТЭК. Инновационный процесс в ТЭК происходит постоянно и проявляется в снижении расходов топлива и энергии на выпуск продукции и оказание услуг, сокращении затрат, снижении вредных выбросов в окружающую среду. В этом процессе можно выделить две составляющие: постоянное (инерционное) обновление, которое происходит медленно и с малыми приростами эффективности и взрывной (революционный) прогресс, осуществляемый за счет использование новых технико-технологических принципов и методов организации процесса, обеспечивающих значительное увеличение эффективности производства.

Постоянное обновление основано на совершенствовании существующих технологий и методов, тогда как взрывной прогресс создает так называемые развилки, позволяющие осуществить прорыв в производстве, и за счет этого обеспечить получение продукции, отвечающей передовым требованиям и стандартам или даже их превосходящим. В таком толковании к развилкам можно относить причины (события), способные существенно изменить ход традиционного развития технологий, а вместе с ним экономических и социальных систем, которые базируются на этих технологиях. Изучение возможных развилок предполагает выделение основных факторов, способных привести к взрывному (революционному) прогрессу в развитии технологии.

Существует несколько категорий технологических развилок, которые можно представить в виде трех групп:

• глобальные развилки, носящие общечеловеческие требования и затрагивающие все без исключения сферы экономики и социальной жизни. К их числу следует отнести: ограничения по выбросам парниковых газов с целью сохранения климата планеты; запрет на некоторые технологии в связи с их высоким риском для человека и биосферы, например, запрет на использование ядерной энергии; истощение природных запасов сырьевых и энергетических ресурсов и т. п.;

12

• технологические развилки, которые имеют отношение к отдельным технологиям или их группам и приводят к серьезным «прорывам», обеспечивающим возможности для значительного расширения рынка технологии. Применительно к ТЭК в их число можно включить:

по углю - разработка технологий улавливания и захоронения углерода из отходящих газов (CSC - Carbon Storage and Capture),

по нефти - приближающийся пик добычи традиционной нефти; по электроэнергии - освоение термоядерной энергии, создание криогенных линий электропередачи, накопителей энергии, значительное повышение КПД солнечных фотопреобразователей, разработка и создание космических электростанций, «умных» систем электроснабжения, применение высокотемпературных топливных элементов в децентрализованных системах электро- и теплоснабжения и т.п.; по теплу - переход к сооружению пассивных зданий, способных полностью обеспечить свои энергетические нужды, использование сухого тепла Земли для целей тепло- и энергоснабжения и т. п.; по транспорту - производство синтетических моторных топ-лив из природного газа и угля, использование водорода в транспортных средствах на базе топливного элемента, разработка конкурентоспособных аккумуляторов для использования в электромобилях и т. п.;

• организационные развилки, предполагающие комплекс институциональных мер по ускоренному продвижению инновационных технологий в области ТЭК. Эта категория включает разработку активных энергосберегающих, ценовых, налоговых, экспортных и образовательных программ, способных правильно ориентировать потребителей и производителей энергоресурсов, инвесторов, население и государственные органы.

Инновации являются той материальной базой, которая может гарантировать выполнение долгосрочной программы развития ТЭК и обеспечить снижение энергоемкости и электроемкости национальной экономики. В определенной мере повышение эффективности использования энергии будет достигнуто за счет изменения структуры экономики в сторону увеличения доли малоэнергоемких производств и секторов, однако решающий вклад должны обеспечить новые технические решения, способные замедлить рост потребления энергии в

13

стране, способствовать снижению затрат, сократить вредные выбросы в окружающую среду и повысить производительность труда.

Энергосбережение и повышение эффективности использования энергии. По оценкам Мирового Банка и Международной финансовой корпорации [5], Россия может сэкономить 45% своего полного потребления первичной энергии. Это соответствует сокращению потребления энергоресурсов в стране по уровню 2005 г.: 240 млрд. куб. м природного газа (около 54% от добычи газа), 340 млрд. кВтч электроэнергии (38% от произведенной электрорэнергии), 89 млн. т угля (31% от добычи угля), 43 млн. т сырой нефти и ее эквивалента в виде переработанных нефтепродуктов. Примерно такую же оценку дает Энергетическая стратегия России на период до 2030 г., где потенциал организационного и технологического энергосбережения оценен в размере до 40% общего объема внутреннего энергопотребления [6].

Три наиболее крупные сферы энергопотребления требуют наиболее активного совершенствования. К ним относятся - тепловое хозяйство, электроэнергетика и промышленное энергопотребление.

На долю тепловой энергии приходится 40-45% потребления энергии в стране. Между тем, эта область на протяжении последних десятилетий практически остается вне реальных преобразований. Работа этого сектора строится в значительной мере на «мифических» расчетных показателях. Более того, практически неизвестны даже фактические расходы тепла реальными его потребителями. В среднем за год по России расходы на отопление составляют 55 кг у.т./ кв. м и на горячее водоснабжение 19 кг у.т./ кв. м, т.е. суммарное потребление тепла в жилом секторе достигает 74 кг у.т./кв. м. Тогда как, например, в странах Скандинавии суммарный расход тепла не превышает 18 кг у.т./кв. м [7]4.

Значительная часть жилого фонда и фонда общественных зданий была создана в советское время, когда цены энергоресурсов были низкими, что предопределило сооружение зданий с высокими теп-лопотерями. Кроме того, плохая эксплуатация этих зданий приводит к дополнительному росту потерь тепла. По оценкам, около 50% потенциала энергосбережения в стране приходится на сектор теплопо-требления. В рассматриваемой перспективе отношение к энергосбережению в этом секторе должно принципиально измениться.

Крупнейшей нерешенной проблемой в современном теплоснабжении страны остаются высокие теплопотери при транспорте тепла

4 Ссылки на различные климатические условия здесь не совсем уместны, так как величина граду-со-дней отопительного сезона в среднем по России составляет 5235 (Москва — 4499, Санкт-Петербург — 4438, Казань — 5129, Екатеринбург — 5518, Иркутск — 6428), тогда как в Финляндии она равна 5235, Норвегии 4535 и Швеции 4375 гр.-дней, т.е. в целом климатический фактор может объяснить лишь от 0 до 20% различия в потреблении тепла в зданиях.

14

от источника до конечного отопительного прибора. При доставке тепла в здания теряется от 15 до 30% в добавление к тому, что теряется непосредственно в здании. Причиной таких потерь является изношенная система теплотрасс. Величины этих потерь должным образом не учитываются и экономически не оцениваются. Существующие оценки теплопотерь различаются кратно в зависимости от источника информации. Положение усугубляется тем, что плохое состояние теплоизоляции тепловых сетей осложняется их высокой аварийностью. Коррозионные и другие повреждения привели к уменьшению срока службы тепловых сетей до 10-18 лет, что в 1,5-2,5 раза меньше нормативного. Примерно 15% тепловых сетей в стране из 520 тыс. км теплопроводов в отднотрубном исчислении нуждаются в срочной замене [8].

Мероприятия по снижению теплопотерь в магистральных и распределительных сетях могут дать существенный вклад в масштабы теплосбережения и экономии топлива (55% потенциала систем теплоснабжения). Реальные тепловые потери могут в несколько раз превосходить нормативные: утечки теплоносителя превышают нормы, принятые в развитых странах в разы; замена трубопроводов из-за коррозии происходит в 4-5 раз чаще, чем принято в других странах [9, 10]. Основные причины больших теплопотерь в сетях - это старение тепловых сетей, низкий уровень технического обслуживания и низкий уровень внедрения новых технологий в повышение теплоизоляционного свойства трубопроводов.

На сектор производства тепла в котельных, передачи и распределения тепловой энергии приходится 25,6% технического потенциала теплосбережения. В этом секторе важным фактором является повышение КПД генерирующих установок. По этому показателю и российские котельные, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) отстают от зарубежных аналогов по причинам устаревшего парка оборудования, неоптимальных режимов его использования при постоянно снижающейся нагрузке. Технический потенциал в сфере производства тепла в котельных сосредоточен на промышленных газовых котельных (74%). Однако требования увеличения КПД котлов на 3-4% могут оказаться неоправданными из-за огромных потерь в тепловых сетях.

Большие задачи в области инновационной модернизации стоят перед электроэнергетикой страны. Более 40% топлива, потребляемого в стране, используется конденсационными и тепловыми электростанциями (КЭС и ТЭС). Российская электроэнергетика в настоящее время имеет существенное отставание по техническому уровню от электроэнергетики промышленно развитых стран. Степень износа

15

основных фондов приблизилась к 60%. Доля устаревшего оборудования на ТЭС составляет 40% установленной мощности. В результате наблюдается высокий уровень удельныгс расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии. КПД отечественных ТЭС значительно ниже, чем зарубежныгс. В России максимальный КПД на газовыгс ТЭС не превышает 38,5%, а в мире он в среднем составляет 40%, и на лучших электростанциях - 44-45%. При сжигании угля КПД в среднем равен 34,2%, а в мире средний показатель угольных ТЭС составляет 37-40%, и лучших - 45-47% [11].

Значительные резервы снижения энергоемкости находятся в промышленности. Так, в черной металлургии - одной из наиболее энергоемких отраслей промышленности - эффективность использования энергии значительно отстает от других стран. В России удельные расходы энергоресурсов выше по сравнению со странами ЕС: по коксу -на 24%, по передельному чугуну - на 164%, по кислородно-конвертерной стали - на 347%, по горячекатаной продукции из непрерывно-литой заготовки - на 27%, а из слитков - на 19%. Кроме того, технологическая структура производства в отрасли заметно отстает от мировой. Например, доля электростали в России едва превышает 20%, хотя в других странах она уже превысила 35%. На долю мартеновского производства стали приходится 20,4%. В мире по этому энергоемкому способу производства выплавляется не более 3,6%.

Большая часть цемента (до 80%) в России производится мокрым способом, тогда как в остальном мире преобладает сухой способ. Удельный расход энергии при сухом способе составляет от

3-3,5 ГДж/т клинкера (при 6-ступенчатой схеме) до 4-4,5 ГДж/т (при

4-ступенчатой схеме). При мокром способе затраты энергии возрастают до 6-7 ГДж/т клинкера.

В промышленном производстве можно сократить потребление тепла на одну треть. На обрабатывающую промышленность (33% от суммарного теплопотреблении в системах централизованного теплоснабжения), или с учетом производства кокса и нефтепереработки 146 млн. Гкал (31% от суммарного потенциала энергосбережения) приходится 95% потенциала теплосбережения. Свыше 11% экономии падает на целлюлозно-бумажное производство. В черной металлургии большое значение для теплосбережения имеет увеличение масштабов утилизации вторичной теплоты в технологиях агломерации, производстве окатышей, а при производстве чугуна - за счет автоматизации печей с горячим дутьем, утилизации вторичной теплоты на линии отжига, снижение потребления пара при холодной прокатке, теплоизоляция печей для горячей прокатки. На остальную

16

часть обрабатывающей промышленности приходится 21% суммарного теплопотребления с весомой долей технического потенциала теплосбережения (55%).

Для реализации потенциала повышения энергоэффективности необходимы инвестиции частных и государственных организаций, а также домохозяйств в размере 320 млрд. долл. Данные инвестиции приведут к годовой экономии для конечных потребителей примерно в 80 млрд. долл. и могут окупиться всего за четыре года. Эффект для экономики в целом значительно больше: 120-150 млрд. долл. в год экономии на энергетических издержках и дополнительных доходов от экспорта сэкономленного газа. На уровне национальной экономики капиталовложения в энергоэффективность могут окупиться за два-три года [5].

Реальные предпосылки для освоения потенциала энергосбережения обусловлены ростом мотивации к энергосбережению по мере увеличения цен на энергоресурсы5, старением и выбытием генерирующих мощностей и ухудшением состояния сырьевой базы ТЭК, физическим и моральным износом тепловых и электрических сетей, техники, оборудования и зданий, глобальной экологической и энергетической напряженностью, вызванной развитием мировой энергетики. Эти факторы должны найти свое отражение в комплексной государственной политике энергосбережения, без которой реальные темпы сокращения энергоемкости могут отставать от принятых в прогнозах, что приведет к срыву программы социально-экономического развития страны.

Для обеспечения уровней развития ТЭК страны до 2030 г., рассмотренных выше, темпы сокращения энергоемкости ВВП должны быть не ниже 3-3,5% в год. Темпы сокращения этого показателя в России составили за тот же период около 3,7% в год, но этот результат был достигнут не столько за счет энергосбережения и повышения эффективности использования энергии, сколько за счет сокращения объемов производства энергоемкой продукции в период становления рыночного хозяйства. Для сравнения следует указать, что в период с 1995 по 2006 гг. среднемировые темпы сокращения энергоемкости ВВП6 составляли около 1,4% в год. При этом в странах Европы они были равны почти 1,7% в год, а в США превосходили 2,4% в год. Высокие темпы изменения энергоемкости ВВП наблюдались в Китае, где в тече-

5 В реальности этот фактор носит условный характер, так как с ростом цен на энергоресурсы растут и инвестиции в энергосбережение, что сдерживает возможности рыночных факторов положительно влиять на темпы энергосбережения. Нужны другие механизмы, способные активизировать процесс энергосбережения (например, введение стандартов на энергетическое оборудование).

6 Здесь и далее использованы значения ВВП по странам в пересчете по паритету покупательной способности (ППС).

17

ние рассматриваемого периода они составляли около 2,2% в год, а в период 1986-2006 гг. - 3,5% в год. За 20 лет с 1980 по 2002 г. Китай вышел по энергоемкости ВВП на уровень развитых стран.

Значительно медленнее будет снижаться электроемкость ВВП. В представленном прогнозе в среднем по России динамика снижения электроемкости должна составить не менее 2,0-2,1% в год в течение рассматриваемого периода по сравнению со среднегодовым темпом снижения электроемкости ВВП в 1995-2006 гг. равным 3,1%. Хотя за тот же период электроемкость ВВП в Западной Европе сокращалась с темпом около 0,5% в год, а в ряде стран (например, Китай, США) она даже несколько возросла.

Новые альтернативные технологии и энергоносители для ТЭК России в первой половине XXI века. Известен достаточно широкий спектр технологий получения альтернативных источников энергии, находящихся в различной стадии освоения - от уже применяемых в промышленных масштабах, как ветровая энергия или тепловые насосы, до находящихся в стадии научных разработок, как, например, использование методов биоинженерии для получения моторных то-плив из биомассы или строительство космических электростанций.

В силу целого ряда особенностей России (ресурсная обеспеченность, климатические и географические условия) поле для альтернативных технологий будет здесь более узким, чем в других странах, хотя существуют вполне определенные ниши, где эти технологии могут оказаться конкурентоспособными уже в обозримой перспективе даже без принятия специальных мер по ограничению загрязнения окружающей среды.

Генеральная линия инновационной активности в ТЭК заключается в разработке новых технологий, обеспечивающих переход к безуглеродным топливам и энергоносителям, способным не только сократить потребление энергоресурсов и снизить их стоимость, но и уменьшить отрицательную нагрузку ТЭК на окружающую среду и климат планеты. Ниже рассмотрены только наиболее перспективные для России технологии в условиях «базовых» сценариев развития ТЭК. Введение жестких ограничений на выбросы С02 заставит расширить перечень инновационных направлений, прежде всего - в сторону возобновляемых источников энергии.

1. Глубинное тепло Земли. Обострение экологической обстановки, рост стоимости традиционных энергоносителей, необходимость улучшения энергоснабжения изолированных потребителей на основе местных энергоисточников являются факторами, стимулирующими развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Одним из новых направлений освоения ВИЭ в России может быть исполь-

18

зование глубинного тепла Земли путем создания петротермальных электростанций (ПЭС) и станций теплоснабжения (ПТС), использующих практически неисчерпаемые тепловые ресурсы, заключенные в твердых горячих породах земных недр.

В России массивы с температурой 100-150оС на глубине 4-6 км распространены практически повсеместно, а с температурой 180-200оС на значительной территории. Этого достаточно для целей теплоснабжения. Для производства электроэнергии необходима температура пара не менее 250оС, что при низком градиенте температуры в 2,5 оС/100 м требует глубины скважин до 10 км. Достижение таких глубин с помощью современных механических способов бурения скважин технически чрезвычайно трудно, длительно по затратам времени, дорого и потому неэкономично. Поэтому поднятое на поверхность тепло для производства электроэнергии используют в бинарных схемах с использования легкокипящих теплоносителей и специально созданные турбины. Как правило, мощность таких ПЭС составляет несколько мегаватт.

Возможные схемы и технологический процесс предлагаемой пет-ротермальной циркуляционной системы (ПЦС) описан в [12]. В настоящее время в России производятся все виды оборудования, необходимого для сооружения ПЦС, ПЭС и ПТС.

Основная экономическая проблема - стоимость сооружения скважин большой глубины. В России она решена путем создания уникального бурового снаряда, являющегося отечественным «ноу-хау». Он позволяет обеспечить среднюю скорость бурения до 30 м/ч вместо средней скорости современного механического бурения 3 м/ч. Это позволяет сократить время бурения десятикилометровой скважины с полугода до месяца и менее. Следовательно, стоимость этого агрегата, переносимая на себестоимость бурения в долях от срока его службы, существенно сокращается.

В настоящее время в России намечено сооружение первой экспериментальной петроэлектростанции суммарной рабочей мощностью 12 МВт (три турбины мощностью по 4 МВт). Все основное оборудование для этой ПЭС есть (или разработано) и имеет заводские стоимостные оценки 2007 г. Расчет экономического обоснования выполнен для ПЭС из двух скважин глубиной 10 км, обеспечивающих температуру в подземном «котле» 250оС. Геологические условия бурения и создания ПЦС могут быть разные: в зоне обрушения глубинных пород есть проницаемый коллектор, а в зоне монолитных скальных пород требуется проведение работ по образованию трещин

19

с помощью гидроразрыва. Расчет выполнен для более тяжелых условий, когда необходим гидроразрыв, что удорожает ПЭС.

Электростанция с установленной мощностью 12 МВт и годовым числом часов ее использования 5000 может выработать 60 млн. кВт-ч/ год. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции и на прокачку воды в скважине составят 1,5 млн. кВт-ч/год. Это позволит обеспечить отпуск потребителям 58,5 млн. кВт-ч/ год.

Инвестиционные затраты для ПЦС оценены экспертно в 300 млн. руб., а для электростанции в контейнерном исполнении «под ключ» -по заводским данным в 990 млн. руб. Суммарные капиталовложения в проект сооружения ПЭС составят 1290 млн. руб. и удельные капиталовложения - 107,5 тыс. руб./ кВт, или примерно 4300 долл. США в ценах 2007 г. Эти показатели вполне сопоставимы с альтернативным вариантом небольшой тепловой электростанции, работающей на органическом топливе с учетом затрат на топливную базу и экологические мероприятия.

В структуре себестоимости продукции ПЭС основной составляющей является амортизация, величина которой может достигать 50-70%. Она рассчитывается на основе срока службы объекта, который для электростанции и ПЦС принят равным 30 годам. Помимо этих составляющих необходимо учитывать амортизацию бурового комплекса, капиталовложения в который оцениваются в 940 млн. руб. при ресурсе его работы в 2 тыс. км пробуренной глубины скважин. Так как время бурения скважины занимает менее одного года, стоимость бурового комплекса полностью относится на себестоимость продукции. В настоящем расчете она учитывается через амортизацию, связанную с бурением двух скважин, глубиной по 10 км каждая, всего 9,4 млн. руб. в год. В результате амортизация электростанции составляет 33 млн. руб./год, а доля амортизации ПЦС, отнесенная на производство электроэнергии с учетом бурового комплекса, составляет 8,4 млн. руб., на производство тепла -11,0 млн. руб. Всего сумма амортизационной составляющей себестоимости электроэнергии равна 41,4 млн. руб., а тепла - 11,0 млн. руб.

В целом годовые издержки на производство электроэнергии будут равны 82,8 млн. руб., на производство тепла - 22 млн. руб. Себестоимость отпущенной электроэнергии оценивается 1,4 руб./кВт-ч, тепла - 65 руб./ Гкал. Даже, если принятые оценки стоимости ПЭС были занижены в 1,5 раза, эти показатели являются приемлемыми для небольших электростанций.

Приведенные затраты при возврате капитала в 15% и сроке строительства ПЭС менее одного года составят на производство: электроэнергии (0,15*1120+82,8)/58,5=4,3 руб./кВт-ч; тепла (0,15* 170+22,0)* 1000/339=140 руб./Гкал.

20

Если разнести капиталовложения в ПЦС пропорционально теплу, отпущенному от ПЦС турбинам и потребителю, то получим, что на электроэнергию отнесено 74% и на тепло 26%. Приведенные затраты при возврате капитала в 15% составят на производство: электроэнергии (0,15*1213+94,8)/58,5= 4,7 руб./кВт-ч тепла (0,15*77+10)/1000/339= 64 руб./Гкал/год

Это означает, что эксплуатационные показатели таких ПЭС являются приемлемыми для их реализации в экономике страны, в первую очередь в изолированных районах электро- и теплоснабжения.

2. Теплонасосные установки (ТНУ). Схематично ТНУ можно представить в виде системы, состоящей из трех замкнутых контуров: в первом, внешнем, циркулирует теплоноситель, собирающий теплоту из окружающей среды (источника низкопотенциального тепла), во втором -собственно тепловой насос - вещество (хладагент ТНУ), испаряясь, отбирает теплоту от теплоносителя внешнего контура и далее, конденсируясь, отдает теплоту рабочему веществу отопительной системы, которое циркулирует в третьем, отопительном, контуре.

Источником энергии для ТНУ может служить грунт, скальные породы, озера, моря, наружный воздух, выбросы теплого воздуха из системы вентиляции или систем охлаждения промышленного оборудования, сточные воды станций аэрации и т.п. Эффективность те-плонасосных схем зависит от большого числа факторов природно-климатического характера, параметров отопительной системы, стоимостей электроэнергии для ТНУ и топлива для работы традиционной системы отопления.

ТНУ находят применение в системах отопления зданий, а также в ряде низкотемпературных промышленных процессах. Многие системы кондиционирования воздуха работают по принципу теплового насоса, охлаждая воздух летом и нагревая его зимой. В хорошо спроектированных отопительных системах применение ТНУ может обеспечить экономию энергоресурсов и снижение годовых затрат, несмотря на более высокие первоначальные вложения в систему.

Для расчета тепловой и экономической эффективности ТНУ в ИНП РАН используется математическая модель системы отопления дома, позволяющая сравнить традиционную систему отопления на базе котельной установки или электроотопительного устройства с тепловым насосом [13, 14]. В качестве отопительных устройств могут использоваться радиаторные или панельные системы отопления. В варианте с ТНУ учитываются полные расходы топлива на выработку электроэнергии и потребление энергии доводчиком. Модель обеспечивает возможность определения оптимальных параметров

21

системы отопления с целью минимизации капитальных затрат и ежегодных издержек.

Инвестиционные затраты в тепловой насос составляют около 1000 долл./кВт(э), что по тепловой мощности (с учетом коэффициента преобразования, равного около 3) примерно в 2,5-3 раза выше, чем для традиционной котельной установки. Сроки службы ТНУ и традиционных систем примерно одинаковы.

Как показывают тепловые расчеты для малоэтажного здания, расположенного в Европейской части России с расчетными температурами наружного воздуха в диапазоне (-25)^(-30)°С, оптимальная доля ТНУ, работающих на использовании теплогрунта, в расчетном режиме равна 30% от потребности здания в тепле. Этого оказывается достаточно, чтобы обеспечить 75% годовой потребности в тепле на отопление здания от ТНУ. Остальные 25% поступают в холодное время от доводчика, работающего на топливе или электроэнергии7. Практически половина отопительного сезона работает только ТНУ, обеспечивая полностью потребность здания в отопительной нагрузке. В связи с изменением параметров окружающей среды в течение отопительного периода - температур наружного воздуха и источника низкопотенциального тепла - коэффициент преобразования ТНУ меняется от 2-3 в самое холодное время до 5-6 в конце отопительного периода. При этом системы панельного отопления по гигиеническим условиям требуют значительно более низких температур, чем в случае радиаторных систем. Это обеспечивает более высокие значения коэффициентов преобразования энергии в панельных системах отопления.

Однако панельное отопление в традиционных системах оказывается в 3-4 раза более дорогим, чем радиаторное, но это различие сглаживается по мере увеличения доли ТНУ в обеспечении тепловой нагрузки дома. Причем нарастание капитальных затрат идет значительно быстрее при радиаторной системе, чем при панельной. Это объясняется тем, что радиаторная система требует более высоких температур для своей работы, что ведет к необходимости более быстрого наращивания мощности ТНУ для достижения одинакового эффекта комфортности.

По мере роста мощности ТНУ полная экономия энергоресурсов заметно возрастает по сравнению с использованием традиционных отопительных систем. Как следует из модельных расчетов, относительная экономия при панельном отоплении оказывается значительно выше, чем при радиаторном. Если традиционная система отопле-

7 По теплотехническим условиям вариант ТНУ с использованием тепла грунта является одним из наиболее тяжелых. При других источниках тепла с более высокой температурой, чем у грунта, эффективность работы ТНУ будет гораздо выше.

22

ния и доводчик являются электрическими, то относительная экономия топлива наблюдается уже при доле ТНУ свыше 20%. Она достигает максимума в 30% при радиаторной системе и 50% - в панельной. Это означает, что 1 кВт-ч электроэнергии, использованный в ТНУ для замены традиционного источника тепла на топливе в среднем экономит в целом по национальной экономике (т.е. с учетом расходов топлива на выработку электроэнергии) около 0,125 кг н.э. в радиаторных системах отопления и 0,225 кг н.э. в панельных системах отопления. При замене традиционного источника на электроэнергии эффект оказывается примерно на 35-40% ниже. Экономия первичного топлива от использования тепловых насосов будет способствовать сокращению вредных выбросов в окружающую среду, включая выбросы СО2, связанные с угрозой изменения климата.

Годовые затраты по использованию отопительных систем с ТНУ зависят от многих факторов. В частности, при радиаторной системе отопления ТНУ оказываются экономически более выгодными, чем традиционные системы отопления, при следующих условиях:

а) при низких стоимостях электроэнергии (до 5 ц/кВт-ч) и стоимостях топлива свыше 100 долл./т н.э.;

б) при стоимости электроэнергии 10 ц/кВт-ч рентабельность ТНУ смещается в зону более дорогого топлива, но в широком диапазоне значений системы теплонасосного отопления остаются вполне рентабельными до стоимости топлива около 450 долл./т н.э.;

в) при дорогой электроэнергии (15 ц/кВт-ч и выше) ТНУ могут быть эффективными только при стоимостях топлива свыше 450 долл./т н.э.

Панельная система отопления с ТНУ выглядит по затратам несколько более привлекательной, чем радиаторная. Здесь зоны эффективного применения ТНУ находятся ниже, чем для радиаторной системы. Это еще раз подчеркивает целесообразность сочетания отопительных систем на базе ТНУ с панельными обогревателями.

Сроки окупаемости систем теплонасосного отопления при низких ценах электроэнергии составляют для стоимости топлива 450 долл./т н.э. от 3,5 до 9 лет для радиаторной системы отопления и 2,5-6 лет для панельной системы (диапазон мощностей ТНУ от 20 до 80% от расчетной тепловой нагрузки здания). Увеличение цены электроэнергии ухудшает привлекательность ТНУ. При цене электроэнергии 10 ц/кВт-ч сроки окупаемости радиаторной системы возрастают до 7-20 лет, а панельной - до 4-8 лет (в том же диапазоне значений мощностей ТНУ). Дальнейший рост цен на электроэнергию до 15 ц/кВт-ч практически полностью исключает радиаторную систему из рассмотрения при ожидаемых в перспективе значениях стоимости топлива, а

23

панельная система имеет неприемлемо высокие значения сроков окупаемости, что также делает ее мало привлекательной. Рост цен на топливо естественно может внести коррективы в оценки эффективности в сторону их улучшения.

Таким образом, можно отметить, что теплонасосное отопление имеет экономически оправданные предпосылки для внедрения в децентрализованных установках для отопления зданий в различных зонах России. Экономия энергии (с учетом расходов на генерирование электроэнергии) в целом по национальной экономике может достигать 3050% по сравнению с традиционными отопительными установками.

При ожидаемых ценах на энергоносители в течение ближайших десятилетий сроки окупаемости применения тепловых насосов в системах отопления и горячего водоснабжения бытовых потребителей составляют 5-8 лет. С ростом стоимости замещаемого топлива эффективность применения ТНУ для целей отопления возрастает. Кроме того, с ростом цены на топливо в область теплоснабжения с помощью ТНУ могут широко вовлекаться местные источники низкопотенциального тепла, что делает технологию ТНУ практически повсеместной как в системах децентрализованного теплоснабжения, так и в централизованных системах. Для наиболее эффективного использования тепловых насосов в качестве источников тепла для целей отопления следует рекомендовать применение их в новом строительстве в сочетании с панельной системой отопления. При некоторых условиях, как было показано, эффективно применение ТНУ и с радиаторной системой отопления, что дает возможность встраивать ТНУ как источник тепла и в существующие здания.

По нашим оценкам, рынок ТНУ в России может составить к 2030 г. от 30 млн. Гкал/год в сценариях без ограничений на выбросы С02 до 450-600 млн. Гкал/год при необходимости ограничения выбросов С02.

Необходимым условием для широкомасштабного применения теплонасосных систем отопления является их освоение отечественной промышленностью и создание соответствующей доступной сервисной службы для строительства и наладки оборудования.

3. Топливные элементы в стационарной энергетике. Топливный элемент (ТЭ) является электрохимическим источников электрического тока, в котором осуществляется процесс прямого превращения энергии топлива и окислителя, поступающих к электродам, непосредственно в электрическую энергию, минуя традиционные процессы горения топлива, сопровождающиеся большими потерями энергии. Подобно электрическим аккумуляторам, ТЭ преобразуют энергию химических реакций непосредственно в электроэнергию.

24

Но в отличие от аккумуляторов, которые должны заряжаться периодически, ТЭ может работать непрерывно за счет подвода реагентов извне. Преобразование тепла в работу в таких установках отсутствует, поэтому их энергетический КПД значительно выше, чем у традиционных тепловых машин и может достигать 85-90%.

Большинство типов ТЭ работают на водороде, получаемом различными путями, но существуют прототипы, которые позволяют использовать непосредственно углерод или его окиси, углеводороды. ТЭ был изобретен более чем 160 лет тому назад (1837 г.). Это технология старше, чем двигатель внутреннего сгорания или электрический аккумулятор. Существует широкий ряд различных ТЭ, принципиально различающихся составом электролита, требованиям к рабочему агенту, параметрами процесса. Однако активное развитие технологий использования ТЭ началось в связи с развитием космической техники.

Интерес к ТЭ определяется теми потенциальными преимуществами, которые они имеют перед традиционными энергетическими технологиями:

• практически чистый и надежный источник энергии, способный работать как в централизованных, так и в децентрализованных (рассредоточенных) системах энергоснабжения, обеспечивая потребителей электроэнергией и теплом;

• большое разнообразие способов получения основного реагента (Н2) как на основе органических топлив, так и путем использования безуглеродных технологий (ядерной энергии и возобновляемых источников);

• высокая эффективность процесса преобразования топлива в электроэнергию;

• возможность организации теплоснабжения потребителей на базе утилизированного тепла;

• практическое отсутствие шума;

• низкая рабочая температура и быстрый старт некоторых типов ТЭ делает их весьма перспективными для использования в качестве чистого источника энергии для транспортных средств, особенно учитывая двух-трехкратное увеличение КПД двигателя.

Создание водородной энергетики позволяет решить многие задачи долгосрочного снабжения гарантированной и чистой энергией. Водород является высоктехнологичным энергоносителем, но не энергоресурсом, поскольку он не существует в естественном виде в природе. Получение водорода основано на использовании сырья: воды, углеводородов или других природных материалов, содержащих водород в связанном виде. Производство водорода требует за-

25

трат энергии, получаемой из других источников: возобновляемых видов энергии (гидроэнергия, энергия ветра или солнца, биомасса), сгорания органического топлива, ядерной энергии. Энергосодержание водорода всегда меньше энергии, затраченной на его производство, а коэффициент полезного действия процессов получения водорода составляет от 20 до 80%.

При сгорании в воздушной среде водород образует воду. Поэтому считается, что водород является экологически чистым топливом, хотя в действительности это не точное утверждение, так как выбросы загрязняющих веществ могут происходить не на конечной стадии использования водорода, а в процессе его производства, транспорта и хранения. Лишь в комбинации с ядерной энергией или возобновляемыми источниками энергии водород может рассматриваться как достаточно «чистый» энергоноситель.

Учитывая серьезные проблемы с созданием инфраструктуры водородной энергетики и эффективных способов производства и использования водорода, представляется, что переход к водородной энергетике может быть осуществлен поэтапно: от первоначального базирования на органических топливах (природный газ и уголь) к «чистым» способам на базе ядерной энергии (централизованное производство водорода) и возобновляемых источниках энергии (децентрализованное производство). Получение и использование водорода как энергоносителя основано на самых передовых достижениях науки и фундаментальных, и прикладных направлений. Участие в водородных проектах открывает возможности для широкого научно-технического прогресса и ставит страны, делающие это в разряд высокоразвитых.

Между тем, для того чтобы водород стал массовым коммерческим энергоносителем необходимо, по крайней мере, на порядок снизить стоимость его производства и на два порядка - стоимость устройств для его использования. На решении этих двух задач сейчас сконцентрированы все усилия.

ТЭ могут внести коренные изменения в систему энергоснабжения потребителей. В настоящее время вновь возникает интерес к децентрализованным (рассредоточенным) системам энергоснабжения, позволяющим приблизить производство энергии к ее потребителям. Создание новых источников электрической и тепловой энергии с повышенными технико-экономическими показателями делает децентрализованные системы вполне конкурентоспособными не только в сельской местности, но и в условиях городской застройки.

В ИНП РАН разработана математическая модель расчета эффективности применения различных систем децентрализованного энер-

26

госнабжения потребителей, которая позволяет оценить параметры систем на базе ТЭ с использованием природного газа в качестве источника водорода по сравнению с централизованной системой снабжения электроэнергией и теплом от локальной котельной или другими вариантами организации децентрализованного энергоснабжения (например, мини газотурбинные или газомашинные ТЭЦ) [15].

Сопоставление децентрализованных технологий на базе ТЭ и комбинированная установка для выработки электроэнергии и тепла на базе газотурбинной установки (ГТУ-ТЭЦ) с централизованной системой энергоснабжения показывает, что в определенном диапазоне величины участия в максимуме электрической нагрузки новые технологии могут оказаться более энергетически эффективными, чем в случае централизации энергоснабжения, хотя минимальный расход топлива в системе наблюдается при низких значениях мощностей новых технологий (для ТЭ до 30% и для мини-ТЭЦ до 40%). В остальных случаях новые технологии по энергетической эффективности проигрывают традиционным технологиям. Таким образом, новые технологии децентрализованного энергоснабжения, строго говоря, нельзя отнести к разряду абсолютно энергосберегающих.

С другой стороны, по выбросам С02 новые технологии оказываются более чистыми. Для систем с ТЭ выбросы сокращаются на 20% в диапазоне мощностей от 20 до 60%, а для мини-ТЭЦ - на 30% при мощностях 50-60% от максимума спроса. Другие загрязнители в модели не рассматривались. Однако, по опубликованным данным в системах энергоснабжения с ТЭ выбросы КОх не превышают 1-5 ррш8, СО - менее 2 ррт, при уровне шума 60 дБ(А)9, т.е. на уровне нормального разговора. Это допускает установку таких систем даже внутри зданий [17]. Для сравнения приводим выбросы мини-ТЭЦ на базе газотурбинной установки (ГТУ): КОх - 50-100 ррт, СО - до 75 ррт, уровень шума - около 80 дБ(А) [24]. Таким образом, в отношении степени воздействия технологии ТЭ на окружающую среду она оказывается во много раз более чистой, чем конкурирующая с ней технология мини-ТЭЦ на базе ГТУ или газового двигателя (ГД). Это обстоятельство особенно важно для децентрализованных систем энергоснабжения, которые располагаются в непосредственной близости от потребителей.

При анализе экономической эффективности новых технологий децентрализованного энергоснабжения ставилась задача определения оптимальных параметров технологий на базе ТЭ и ГТУ (или ГД). Для этого проведены исследования влияния основных факто-

8Миллионная доля концентрации.

9 Децибел акустический, единица измерения уровня шума.

27

ров, определяющих экономику процесса: доли участия технологии в обеспечении максимума нагрузки, стоимости сетевой электроэнергии и природного газа, а также соотношения электрической и тепловой нагрузок у потребителя. В качестве критерия оценки эффективности использован показатель срока окупаемости инвестиционных затрат у потребителя за счет экономии затрат при отказе от использования раздельной схемы энергоснабжения.

Для двух вариантов децентрализованного энергоснабжения были рассмотрены два случая: 1) когда излишки летнего тепла выбрасываются в атмосферу, и 2) когда они реализуются по цене, равной себестоимости производства тепла на дополнительной котельной установке. Удельные затраты в новые технологии базируются на распространенных в публикациях оценках (ТЭ - 500 долл./кВт и мини-ТЭЦ - 650 долл./кВт). Дополнительно проведены расчеты по технологии ТЭ, когда она приближается по экономической эффективности к конкурирующей технологии мини-ТЭЦ.

Расчеты показывают, что при увеличении доли участия новых технологий в обеспечении максимума электрической нагрузки потребителя срок окупаемости будет сокращаться. При стоимости ТЭ 500 долл./кВт, средних ценах на электроэнергию 10 ц/кВт-ч и природный газ 350 долл./1000 куб. м срок окупаемости не опускается ниже десяти лет в случае выброса «летнего» тепла в атмосферу. Если это тепло может найти своего потребителя, то вполне возможно снижение срока окупаемости до 5 лет. Если стоимость ТЭ будет в два раза ниже, то сроки окупаемости составят 5 и 3 года, соответственно.

Для мини-ТЭЦ экономика выглядит более предпочтительной. При отсутствии продаж летнего тепла кривая сроков окупаемости достигает своего минимума в обеспечении теплом на уровне 50-60% от мини-ТЭЦ и составляет 4 года. При продажах летнего тепла сроки окупаемости достигают 2 лет.

Технология мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД при усредненных значениях ожидаемых экономических параметров является более экономически эффективной. Для того чтобы ТЭ стали конкурентоспособными с мини-ТЭЦ требуется сокращение удельных капиталовложений в топливный элемент, по крайней мере, в два раза. Учет экологического ущерба за счет больших выбросов технологии мини-ТЭЦ в окружающую среду может несколько изменить это соотношение, но вряд ли это сделает технологию с ТЭ экономически более привлекательной.

Рост цены на сетевую электроэнергию и природный газ будет оказывать сильное влияние на выбор новых технологий. Между тем ТЭ полностью теряет свою привлекательность для децентрализованного энерго-

28

снабжения при ценах на природный газ свыше 550-650 долл./1000 куб. м. В этом случае даже продажа «летнего» тепла не может компенсировать снижения эффективности технологии. На фоне технологии с ТЭ мини-ТЭЦ выглядят более привлекательными, так как даже при верхнем диапазоне цен природного газа могут быть обеспечены вполне приемлемые значения сроков окупаемости.

Важным выводом из этих расчетов является то, что в системах децентрализованного энергоснабжения стоимость ТЭ, работающих на водороде, получаемом из природного газа, должна быть существенно ниже, чем это принимается обычно, т.е. не 500 долл./кВт, а не более 250 долл./кВт.10 В таком случае системы на базе ТЭ становятся конкурентоспособными с мини ТЭЦ. Это существенно сужает область эффективного применения ТЭ и ставит более сложные цели при разработке этой технологии для массового применения.

Вместе с тем, по экологическим показателям ТЭ оказывается более привлекательным, чем его ближайшие конкуренты, поэтому при ограничениях на выбросы загрязнителей (особенно С02) эта технология может получить преимущество. Для этого следует найти способы отражения фактора загрязнения окружающей среды в расчетах экономической эффективности, например, путем учета социальных затрат, включающих ущербы, возникающие от экологически вредных выбросов энергетических объектов в окружающую среду.

По нашим оценкам, необходимость в широкомасштабном использовании ТЭ в системах энергоснабжения возникнет только при введении жестких ограничений на выбросы С02. В этом случае рынок ТЭ может составить к 2030 г. около 25-30 млн. кВт.

5. Автомобиль на водородном топливе или электромобиль как альтернативы моторному топливу. В качестве наиболее интересных проектов на рынке альтернативных моторных топлив - получение синтетических моторных топлив из природного газа и угля, применение топливных элементов на водороде и переход на электромобили.

Наиболее экологически чистым решением для замены углеводородных топлив в автотранспорте можно считать перевод его на электротягу. В массовом легковом транспорте это может быть осуществлено путем установки вместо двигателя внутреннего сгорания электромотора, который питается электроэнергией от автономного генератора, которым может служить ТЭ, или от электроаккумулятора (накопителя) электроэнергии. Первый вариант предполагает получе-

10 Это условие представляется достаточно реалистичным, если учесть, что в расчетах эффективности ТЭ в автомобильном транспорте предельные значения инвестиционных затрат составляют около 35 долл./кВт.

29

ние водорода вне автомобиля на централизованных или децентрализованных установках с размещением емкости с сжатым или сжиженным водородом на борту автомобиля. Этот водород используется в ТЭ для производства электроэнергии на борту автомобиля. Второй вариант основан на получении электроэнергии в энергосистеме с последующей зарядкой аккумулятора, который устанавливается в автомобиле и снабжает электродвигатель необходимой энергией. Оба варианта основаны на использовании соответствующих накопителей энергии - водорода или электроаккумулятора.

На базе разработанных в ИНП РАН моделей оценки эффективности использования новых и традиционных моторных топлив в автотранспорте [16-18] проведены расчеты эффективности альтернативных моторных топлив для прогнозных условий, ожидаемых в энергоснабжении России до 2030 г. [2].

Как следует из расчетов на перспективу до 2030 г. [19], стоимость получения водорода в условиях крупномасштабного производства (около 100 т Н2/сут.) на базе паровая конверсии метана (ПКМ) или газификации угля в перспективе ближайших 15-20 лет будет находиться на уровне 2-3 долл./кг Н2 при отпуске потребителям газообразного водорода и 4-5,5 долл./кг Н2 для жидкого водорода. Метод термохимического разложения воды на базе высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов (ВТГР) применим только при произво-дительностях более 35-50 т Н2/сут. в силу ограничений по минимальной единичной мощности ядерного реактора. Стоимость водорода при этом оказывается около 3,3-5,5 долл./кг Н2 для газообразного водорода и 5,7-8,5 долл./кг Н2 для жидкого. Возможные изменения цен природного газа будут оказывать более выраженное влияние на цену водорода, чем для технологий производства методом газификации угля и термохимического разложения воды.

Производство водорода на базе электролиза значительно уступает по стоимостным показателям способам, приведенным выше. Стоимость электролитического водорода составляет от 6,6 до 9,1 долл./кг Н2 при отпуске газообразного водорода, получаемого на электроэнергии от энергосистемы, до 8,6-11,6 долл./кг Н2 при отпуске жидкого водорода. Получение водорода методом электролиза на базе электроэнергии от возобновляемых источников - ветроэлектрических станций (ВЭС) и солнечных электростанций (СЭС) будет обходится в 3-4 и более раз дороже, чем на органических топливах.

Учитывая, что 1 кг водорода эквивалентен 2,864 кг н.э. получаем, что стоимость газообразного водорода в условиях российского ТЭК будет колебаться от 700-900 долл./т н.э. при получении из природно-

30

го газа или угля, 1185-1955 долл./т н.э. при использовании тепла ВТГР и 2100-6600 долл./т н.э. при электролизе на базе электроэнергии от энергосистемы (низшие значения) или от возобновляемых источников энергии (высшие значения).

Стоимость жидкого водорода будет отличаться в сторону повышения примерно в 2 раза при получении из органических топлив и на 10-30% при электролизе воды.

Эффективность использования альтернативных моторных топлив в автомобилях зависит от технических и экологических характеристик сравниваемых вариантов. Традиционные технологии требуют от 275 до 350 МДж/100 км. При этом непосредственно в автомобиле расходуется около 2/3 от этих энергозатрат, остальные распределены примерно поровну между расходами на получение моторных топлив и изготовление автомобиля, включая производство конструкционных материалов. Суммарные выбросы С02 достигают 20-25 кг/100 км, а остальных загрязнителей от 160 г (суммарно по весу без учета токсичности выбросов) для дизельного топлива до 225-230 г для бензина и природного газа.

Водородные технологии (кроме электролиза) при централизованном производстве энергоносителя имеют суммарные энергозатраты на 20-40% ниже, чем при традиционных моторных топливах. Выбросы С02 зависят от способа производства водорода: при использовании тепла от ВГТР они составляют примерно треть эмиссии для бензинового двигателя; в случае газификации угля оказываются практически равнозначными с традиционными двигателями, а при электролизе на базе электроэнергии, получаемой от энергосистемы, на 55-60% больше. Выбросы остальных загрязнителей для водородных технологий находятся в пределах 50-60% выбросов при традиционных моторных топливах.

В случае использования электролиза для получения водорода показатели сильно зависят от источника электроснабжения: при снабжении от энергосистемы энергозатраты оказываются в 1,4-1,5 раза выше11, чем при бензиновом топливе, но при использовании возобновляемых источников энергии (СЭС или ВЭС) они не превышают 70%. Что касается вредных выбросов, то они имеют примерно то же соотношение. Выбросы С02 при электроснабжении от энергосистемы возрастают на 60% по сравнению с бензиновым двигателем, но при производстве электроэнергии на возобновляемых источниках

11 При ожидаемой структуре генерирования электроэнергии в России в период после 2020 г. [2].

31

они снижаются до одной трети. Примерно такие же соотношения имеют место по другим загрязнителям.

Для электромобиля затраты энергии сравнимы с расходом на водородном автомобиле в случае производства водорода по технологиям ПКМ или электролизом и ниже энергозатрат использования традиционных топлив на 15-30%. Выбросы С02 для электромобиля в полном цикле сравнимы с использованием водорода от ПКМ. Они выше в 2,4 раза, чем при использовании ВТГР и возобновляемых источников энергии и на 25-50% ниже выбросов от других водородных технологий. Полный объем выхлопов углекислого газа в электромобильной технологии в сравнении с традиционными топливами оказывается меньше на 15-20%. По загрязнению окружающей среды другими веществами обе электрические технологии (водородная и электромобиль) имеют очень близкие показатели. Выбросы вредных веществ не превышают 60% (кроме окислов серы, где выбросы более чем в 3 раза выше, чем для бензина и дизельного топлива, из-за сжигания серосодержащих углеводородов на ТЭС при производстве электроэнергии) от выхлопов от традиционных топлив.

Без учета экологической составляющей вполне целесообразным оказывается переход с автомобиля на бензине к автомобилю с ТЭ при централизованном производстве газообразного водорода путем электролиза на электроэнергии от энергосистемы, газификации угля, термохимического разложения воды с использованием ВТГР и ПКМ. На этом фоне вполне привлекательным выглядит также электромобиль. За пределами конкурентоспособности остаются все способы применения жидкого водорода12, а также способы получения водорода на базе электроэнергии от возобновляемых источников (ВЭС и СЭС).

Учет экологической составляющей смещает акцент в пользу применения электроэнергии на легковом автомобильном транспорте"'5. Так,

12 Жидкий водород может быть незаменимым, например, у потребителей совершающих

дальние переезды без возможности дозаправки или при необходимости использования во-

дорода высокой чистоты и потенциальной готовности потребителя к связанным с этим дополнительным издержкам

15 Ряд) зарубежных исследований по вопросам экономической оценки влияния загрязнения атмосферы показал, что наибольшая доля в возможном ущербе принадлежит составляющей, связанной с влиянием на здоровье людей. Эта компонента достигает 75-80% суммарного экологического ущерба от выбросов автотранспорта [21]. В приводимых ниже расчетах значения ущербы для здоровья людей приняты по данным, содержащим наиболее подробные оценки для условий США начала 90-х годов прошлого века. Учитывая, что экономические параметры здравоохранения в США и России существенно различны, в расчетах были использованы только минимальные оценки ожидаемого ущерба в среднем по стране с последующим условным масштабированием оценок по фактору х10 (для средних городских поселений) и х100 (для крупных городов и мегаполисов). Такой подход, хотя и носит большую степень условности, однако в первом приближении достаточно хорошо отражает зависимость ущерба от характера территории, где происходят выбросы загрязняющих веществ.

32

для 100% городского цикла значительно укрепляются позиции электромобиля и водородного автомобиля при различных способах производства вплоть до использования ВЭС. При этом доля экологического ущерба в итоговой стоимости 100 км пробега возрастает при увеличении использования автомобиля в городском цикле. Для традиционных топлив эта составляющая затрат достигает от 9-11% (2,8-2,9 долл./100 км) при 25-процентной доле пробега в условиях крупного города до 15-17% (4,4-4,6 долл./100 км), если автомобиль используется исключительно в городских условиях. В случае водорода минимальный ущерб следует ожидать для безуглеродных технологий получения водорода - на базе ВТГР или возобновляемых источников энергии. В этих случаях стоимости ущербов составляют 1,8-2 долл./100 км, т.е. находятся значительно ниже, чем для традиционных моторных топлив. Наименьший экологический ущерб характерен для электромобилей за счет простоты их конструкции и соответственно более низких выбросов в цикле производства автомобиля по сравнению с традиционными автомобилями и автомобилями на базе ТЭ. Экологический ущерб электромобилей не превосходит 1,3 долл./100 км. Ущербы при использовании водорода, получаемого на базе ПКМ и газификации угля, несколько превышают ущербы при безуглеродных технологиях, но оказываются существенно ниже, чем для бензина и дизельного топлива. Технология получения водорода на базе электролиза от энергосистемы характеризуется наибольшими выбросами в окружающую среду, что приводит к большим экологическим ущербам, достигающим 11-12% полных затрат на пробег автотранспорта.

Основным сдерживающим фактором на пути использования водорода в автотранспорте является высокая стоимость ТЭ. До недавнего времени цены ТЭ оставались высокими (не менее 20004000 долл./кВт), прежде всего в связи с большим расходом платины для производства электродов (около 20 г/кВт). В начале текущего столетия производственные затраты на изготовление ТЭ сократились примерно до 225 долл./кВт [20]. Этого удалось достичь за счет снижения менее чем за 10 лет расхода платины до 0,8 г/кВт и других усовершенствований в устройстве ТЭ. Однако, чтобы водородный автомобиль стал конкурентоспособным с показателями традиционных автомобилей стоимость ТЭ должна снизится до 35-50 долл./кВт, т.е. в 5-6 раз. Чтобы успешно конкурировать с традиционным автомобилем и с автомобилем на ТЭ, стоимость накопителей электроэнергии и его вес должны снизиться, по крайней мере, в 15-20 раз при условии практически ежесуточной разрядки и зарядки аккумулятора, обеспечивающей пробег около 100 км/сут. Какая из этих

33

технологий раньше достигнет полной конкурентоспособности по сравнению с двигателями на углеводородных топливах, покажут ближайшие годы. Однако совершенно очевидно, что та из них, которая первой будет коммерчески эффективной, станет основой для развития автомобильного транспорта в перспективе XXI в.

В свете приведенных выше прогнозов ожидается, что в «базовых» сценариях доля альтернтаивных топлив в дорожном транспорте к 2030 г. не превысит 10-13%. Введение жестких ограничений на выбросы СО2 будет способствовать более активному проникновению безуглеродных топлив в автотранспорт. В этом случае доля водородного транспорта и электромобилей возрастает до 25-30%.

6. Биомасса. Использование биомассы также можно отнести к инновационным проектам. Для достаточно обеспеченной ресурсами органических топлив России специальное выращивание биомассы с целью последующей переработки в газообразное или моторное топливо не имеет большого значения. Зато речь может идти об использовании органических отходов промышленности, сельского хозяйства и коммунально-бытового сектора на основе процессов биоинженерии с целью экономии высококачественных жидкого и газообразного энергоресурсов. Сооружение биоэнергетических установок (БЭУ), осуществляющих биоконверсию органических отходов путем анаэробной ферментации, позволяет полностью перерабатывать отходы не только животноводства, но и полеводства, а также коммунально-бытового хозяйства сельских населенных пунктов. При этом в отличие от существующих способов аэробной очистки стоков в БЭУ получаются качественные обеззараженные удобрения и биогаз (метан), который позволяет полностью или частично заменить жидкое и газообразное топливо путем использования его в теплогенераторах, печах и двигателях внутреннего сгорания.

Динамика выхода биогаза из отходов зависит от многих факторов и прежде всего от состава исходного сырья. Последний определяется как первоначальным химическим составом отходов, так и последующими изменениями химического состава под влиянием технологии сбора и продолжительности хранения, попадания инородных материалов в отходы (например, грязь, подстилочные материалы и др.), потерями азота при хранении, приводящими к изменению соотношения С/Ы и т.п. Биогаз, получаемый при анаэробной ферментации, содержит от 55 до 70% метана (СН4), другой крупной составной частью биогаза является двуокись углерода (СО2). Присутствие СО2 снижает теплоту сгорания биогаза и увеличивает объем газа, подлежащего обработке и хранению.

34

Другим продуктом анаэробной ферментации является остаток (шлам) - обеззараженное высокоэффективное удобрение без запаха с влажностью порядка 90%, более питательное, чем обыганый навоз.

Исключительно важной с точки зрения охраны окружающей среды является анаэробная ферментация. Как известно, очень часто отходы сельскохозяйственного производства являются источником распространения различные эпизоотий. Особенно массовым и наиболее опасным с этой точки зрения являются отходы животноводства и птицеводства. Многолетний опыт исследований, проведенных в самых различных вариантах и в самых разнообразных масштабах, показал, что наиболее эффективным методом для обеззараживания этих отходов является анаэробная ферментация. При анаэробной ферментации происходит санитарная обработка отходов, уничтожающая яйца гельминтов, вредную микрофлору и семена сорняков.

Нельзя не отметить дополнительный эффект от внедрения этой технологии. С одной стороны, процесс обеспечивает получение некоторого количества энергии в виде биогаза (0,15-0,2 т н.э./т сухого вещества), а с другой стороны - он позволяет в масштабах страны дополнительно экономить энергию за счет сокращения расхода минеральных удобрений, производство которых является весьма энергоемким (около 2 т н.э./т минеральных удобрений). Учитывая, что 1 т органических удобрений в пересчете на питательные вещества примерно эквивалентна 0,25 т минеральных удобрений, то дополнительный энергетический эффект составит около 0,5 т н.э./т удобрения.

Таким образом, процесс анаэробной ферментации органических отходов, решая несколько важнейших задач современности (снабжение энергией, обеспечение населения дополнительными продуктами питания и сохранение окружающей среды), является одной из наиболее эффективных технологий, которые должны получить широкое и повсеместное распространение в недалеком будущем.

К оценке эффективности БЭУ следует подходить с народнохозяйственной точки зрения, когда эффект от экономии органического топлива, повышения урожайности из-за внесения обеззараженного удобрения и улучшения качества окружающей среды оценивается не с позиций отдельного хозяйства, а с учетом интересов всей экономики и общества, для которых энергетическая, продовольственная и экологическая проблемы представляют первостепенную важность. Результаты оценки эффективности БЭУ сильно зависит от стоимости вытесняемого топлива и сельскохозяйственной продукции, получаемой дополнительно за счет внесения остатка сбраживания отходов в виде удобрений. Чем выше эти показатели, тем более при-

35

влекательной будет выглядеть технология анаэробного сбраживания органических отходов.

Для расчетов эффективности сбраживания органических отходов в ИНП РАН используется математическая модель процесса анаэробного сбраживания [22, 23]. Проведенные на ней расчеты показали, что при стоимости поставляемого топлива 175 долл./т н.э. и дополнительной сельскохозяйственной продукции в размере 350 долл./т, получаемой за счет использования отходов анаэробной ферментации, срок окупаемости инвестиций не превышает 2-3 лет. При снижении обоих показателей до 70 долл./т н.э. и 100 долл./т продукции соответственно срок окупаемости увеличивается до 4-6 лет, а при увеличении до 500 долл./т - сокращается до 0,5 года.

Удельный годовой эффект при ферментации различных отходов при термофильном процессе составляет14:

• крупный рогатый скот 130-145 долл./гол. год;

• свиньи 20-24 долл./гол. год;

• птица 3800-4000 долл./1000 гол. руб./птиц. год;

• отходы полеводства 200-220 долл./га;

• канализационные стоки 2,2-2,6 долл./чел.год;

• бытовые отходы 7-8 долл./чел.год.

При оценке возможного вклада технологии анаэробной ферментации в энергетический баланс страны следует учитывать, что для сбора и утилизации доступны лишь часть отходов: в животноводстве - утилизация отходов осуществима в основном для животных, содержащихся в течение года в специальных помещениях, так как при пастбищном содержании сбор и утилизация отходов практически неэффективны; в коммунально-бытовом хозяйстве - централизованный сбор сточных вод и бытовых отходов пока осуществим лишь в крупных городах; в полеводстве - значительная часть отходов употребляется на нужды самого хозяйства в качестве подстилки, строительного материала, кормов.

По приближенным оценкам, для России потенциал энергии в биогазе при ферментации всех органических отходов оценивается величиной около 20 млн. т н. э. в год , что эквивалентно примерно 3% современного уровня потребления природных энергетических ресурсов. Если в перспективе обеспечить переработку органических отходов по технологии анаэробной ферментации в размере 25%, что вполне реально и возможно за 15-20-летний период, то это сможет обеспечить вытеснение около 5-6 млн.т у.т. жидкого и газообразного

14 При стоимости сельскохозяйственной продукции 350 долл./т и цене сэкономленного топлива 175 долл./т н.э.

36

топлива. Экономический эффект за счет прироста урожайности и экономии топлива составит около 5 млрд. долл. в год при дополнительных капиталовложениях в размере 65-70 млн. долл.

Роль государства в продвижении инноваций в ТЭК. В современном мире решение энергетических проблем невозможно без активного участия государства на всех стадиях разработки и реализации энергетической составляющей социально-экономической стратегии. Большие сроки службы энергетических объектов, составляющих 20 и более лет, для правильного решения требуют разработка вариантов энергетической стратегии на период нескольких десятилетий. Качество энергетической стратегии будет всецело определяться ответственностью государства за ее разработку. В этой связи представляется, что руководящая роль государства в первую очередь должна проявляться в следующих сферах деятельности:

• четкое формирование долгосрочных целей и задач развития ТЭК;

• создание концепции выбора инвестиционных проектов при использовании энергии, ориентированной не только на чисто рыночные оценки, но предусматривающие учет эффективности энергосбережения и долгосрочных социальных последствий использования энергоресурсов, включая ущербы для здоровья людей и окружающей среды;

• создание эффективной системы стимулов и санкций, направленных на повышение эффективности использования энергоресурсов, включая льготное кредитование и налогообложение энергосберегающих проектов, введение экологических налогов и т.п.;

• разработка стандартов на энергосберегающее оборудование и рекомендаций по энергосберегающему стилю жизни и деятельности. Бюджетные организации должны в обязательном порядке использовать энергосберегающее оборудование и средства, тем самым показывая пример для других пользователей энергии;

• восстановление производства энергосберегающего оборудования и материалов в стране;

• создание системы для постоянного мониторинга хода реализации энергетической стратегии и прогнозирования возникновения «узких» мест, приводящих к необходимости изменения курса энергетической стратегии по мере ее выполнения;

• повышение образовательного уровня всех слоев населения, особенно руководящего звена, отвечающего за инновационные направления в ТЭК;

• организация широкого общественного обсуждения энергетической стратегии.

37

Таким образом, потенциал развития российского ТЭК сегодня зависит не столько от обеспеченности природными запасами энергетических ресурсов, сколько от повышения эффективности их использования. Значительную роль в этом процессе призваны сыграть новые технологии, которые могут позволить сократить спрос на дорожающие традиционные энергоресурсы в связи с истощением месторождений, выбросы вредных веществ в окружающую среду и снизить затраты в экономике. Успешное развитие новых технологий возможно только при постоянной поддержке со стороны фундаментальных и прикладных научных исследований, охватывающих сферы материаловедения, физико-химических преобразований, геофизики и геохимии, биологии, космических исследований и других областей науки. Активное участие государства в этом процессе способно ускорить модернизацию и реконструкцию российской энергетической системы.

Литература и информационные источники

1. Стырикович М.А., Синяк Ю.В. Исследования дальних перспектив развития энергетики //Вестник АН СССР, 1986, N 4.

2. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Перспективы! развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года //Проблемы! прогнозирования, N 4, 2007.

3. Синяк Ю.В., Федоров Б.Г. Возможная стратегия России по сокращению накопления С02 в атмосфере // ИНП РАН, Открытыш семинар "Экономические проблемы! энергетического комплекса", 79-е заседание, 27марта 2007 г., Москва, 2008.

4. IEA, World Energy Outlook 2009, November 2009.

5. Энергоэффективность России: скрытыш резерв, Мировой банк и Международная финансовая корпорация, 2007.

6. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г., N 1715-р.

7. Методические рекомендации и типовые программы энергетических обследований систем коммунального энергснабжения. Госстрой России, 2003.

8. ОГПУ «Энергосбережение». г. Челябинск.2006. Рекомендуемыге технические мероприятия по повышению эффективности использования тепловой и электрической энергии на объектах ЖКХ и бюджетной сферы! (www.energosber.74.ru/).

9. Дорожная карта развития теплоснабжения России на период до 2030 г. Проект, Минэнерго РФ, 2008.

10. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Воронина С.А., Семикашев В.В. Современное состояние теплоснабжения России //Проблемыi прогнозирования, N 1, 2011.

11. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г., Автономов А.Б. Перспективныге технологии для техперевооружения ТЭС. Издательство ИНП РАН. М. 2002.

12. Гнатусь НА, Некрасов А.С., Воронина СА, Использование нового источника возобновляемой энергии- глубинного сухого тепла Земли //Вести в электроэнергетике, N«6, 2008.

13. Синяк Ю.В., Некрасова О.А. Эффективность применения тепловыа насосов в системах теплохладоснабжения // Достижения и перспективыi, вып. "Энергетика. Топливо", N 7, 1985.

14. Синяк Ю.В., Некрасова О.А. Исследование теплонасосныа систем отопления (модельным подход) // Теплоэнергетика, N 11, 1986.

15. Синяк Ю.В. Перспективыi применения водорода в системах децентрализованного электро- и теплоснабжения //Проблемыi прогнозирования. N 3. 2007.

16. Синяк Ю.В., Петров В.Ю. Экономические условия появления водорода как энергоносителя на энергетическом рынке России, // ИНП РАН, Открытый семинар "Экономические проблемыы энергетического комплекса", 101-е заседание, 27мая 2009 г.

38

17. Петров В.Ю. Конкурентоспособность водорода как моторного топлива на автомобильном транспорте // Научные труды ИНП РАН, Гл. ред. А.Г. Коровкин. М.: МАКСПресс, 2008.

18. Петров В.Ю. Легковой автотранспорт будущего: электромобили, водородные или традиционные автомобили //Автомобильный транспорт, 5, 2009.

19. Синяк Ю.В., Петров В.Ю. Прогнозные оценки стоимости водорода в условиях его централизованного производства //Проблемы прогнозирования, 3, 2008.

20. McCubbin D.R., Delucch M.A. The Health Costs of Motor-Vehicle-Related Air Pollution, Journal of Transport Economics and Policy, September 1999, Volume 33 Part 3.

21. http://www.fuelcells.org/info/library/QuestionsandAnswers062404.pdf.

22. Синяк Ю.В. Энергия из отходов // Энергия: экономика, техника, экология, 5, 1984.

23. Синяк Ю.А., Авизов А.Х. Возможности экономии природных энергоресурсов за счет анаэробной ферментации органосодержащих веществ // Достижения и перспективы. Вып. "Энергетика. Топливо", 6, 1984.

24. Бродач М.М., Шилкин Н.В. Использование топливных элементов для энергоснабжения зданий, часть 2, www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=2404&version=print

39

Приложение

Итоговая таблица сценариев развития ТЭК России в период до 2030 г. (по разработкам ИНП РАН)

Показатель Сценарий 1 Сценарий 2 и Сценарий 3* Сценарий 4**

Снижение энергоемкости национальной экономики Рост ВВП по отношению к уровню 2000 г. составит около 3,1 раза при росте потребления энергии внутри страны не более 1,3 раза. Это означает, что энергоемкость ВВП должна снизиться к 2030 г. в 2,2-2,3 раза, т.е. темп снижения энергоемкости должен быть не менее 2,7% в год. Индекс роста ВВП составит около 4,5 раза при росте энергопотребления всего в 1,5 раза. Энергоемкость ВВП должна сократиться в 2,9 раза, т. е. среднегодовой темп снижения энергоемкости ВВП должен составлять не менее 3,5% в год. Индексы роста ВВП, энергопотребления и темпы снижения энергоемкости должны быть не менее, чем в сценарии 2.

Выбросы СО2 Выбросы СО2 будут медленно возрастать, но до 2030 г. не превысят уровня 1990 г. Они составят 2,34 млрд. т СО2 в год к 2030 г., т.е. будут меньше уровня, установленного Киотским протоколом (2,43 млрд. т СО2). Уровень карбоноемкости ВВП снижается более чем в 2 раза (с 1,8 т С/1000 долл. до 0,8 млн. т С/1000 долл.). Выбросы СО2 в сценарии 2 оказываются в 2030 г. на 6-7% выше, чем были установлены Киотским протоколом. В сценарии 3 по исходным установкам выбросы в 2030 г. стабилизируются на уровне Киот-сткого протокола. Карбоноемкость ВВП снижается не менее 3 раз (с 1,8 т С/1000 долл. до 0,6 т С/1000 долл.). При жестких ограничениях на выбросы С02, вызванных необходимостью роста температуры планеты не более чем на 2°С после 2050 г., сокращение выбросов С02 должно быть намного больше. По некоторым оценкам (например, PWC LLC), для России суммарная квота выбросов в период 20002050 гг. оценивается величиной около 55 млрд. т С02. В соответствии с этим требованием выбросы С02 в 2030 г. не должны превышать 800 млн. т С02. Это означает, что карбо-ноемкость ВВП в этом сценарии должна сократиться до 0,11-0,12 т С/1000 долл., т.е. процесс декарбонизации экономики должен идти с темпами в 5-7 раз более интенсивными, чем в сценариях 1, 2 и 3.

Добыча угля Добыча угля должна возрасти в 2,6 раза и составить около 330 млн. т н.э. к 2030 г. При этом основной рост угледобычи будет наблюдаться в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах, при опережающем развитии открытой добычи. Добыча угля в этих сценариях будет находиться в диапазоне 290-335 млн. т н.э. Для выполнения жестких условий по выбросам С02 сокращение добычи угля должно начаться уже сразу после 2010 г. и составить не более 70-80 млн. т н.э. к 2030 г.

40

Добыча и переработка нефти

Добыча традиционной нефти может достичь к 2030 г. своего пика (около 510-520 млн. т) с последующим медленным сокращением. Основной прирост добычи будет наблюдаться в регионе Урала и 3. Сибири (около 100 млн. т) и В. Сибири и Д. Востока (60 млн. т). В Европейской части прирост должен составить около 25-30 млн. т. 3начительная часть прироста будет приходиться на месторождения со сложными условиями добычи, что приведет к заметному удорожанию сырой нефти. Глубина переработки нефти возрастает до 90-92%. Удорожание традиционной нефти приводит к коммерциализации на внутреннем рынке России водородного топлива и электромобилей. Спрос на водород к 2030 г. может составить около 3 млн. т н.э. (1 млн. т Н2).

Практически будут наблюдаться те же тенденции, что и в сценарии 1. Спрос на водород к 2030 г. может составить около 5 млн. т н.э. (2 млн. т Н2).

Ожидается значительное сокращение добычи сырой нефти (до 350 млн. т, при этом только 105-110 млн. т пойдет на переработку внутри страны). Сокращение производства моторных топлив компенсируется водородом (53-55 млн. т н.э., около 20 млн. т Н2), получаемым электролизом (в регионе Урала и 3. Сибири) и на базе высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов (ВТГР) (в европейской части и в регионе В. Сибири и Д. Востока), а также за счет развития электромобилей на базе электроэнергии, получаемой на основе безуглеродных технологий - ядерной энергии и новых источников.

Добыча природного газа

При заданных ожидаемых объемах экспорта газа и относительно низком спросе на внутреннем рынке, вызванным слабой экономической активностью, прирост добыча природного газа составляет 7580 млрд. куб. м. Это объясняется прежде всего сокращением потребления газа в электроэнергетике за счет расширения использования угля. Добыча газа в 3. Сибири начнет сокращаться. что будет компенсироваться развитием добычи в В. Сибири (в 10 раз к уровню 2000 г.) и на Европейской части страны (в 2,3 раза).

3а счет повышенного спроса на газ на внутреннем рынке следует ожидать расширения его добычи. При этом пик добычи может прийтись на 2020 г., когда добыча газа может составить 735 млрд. куб. м, с последующим сокращением к 2030 г. до 675 млрд. куб. м. Причина возможного сокращения спроса на газ лежит в его удорожании по сравнению с углем, который начинает активно вытеснять газ из электроэнергетики.

Также как и другие органические топлива (хотя несколько слабее), природный газ будет испытывать сильное давление в сторону сокращения его потребления после 2010 г. К 2030 г. его добыча может снизиться до 470 млрд. куб. м в год. Особенно сильное снижение потребления будет наблюдаться в электроэнергетике, где ожидается сокращение потребления органических топлив (угля и газа) за счет их замещения ядерной энергией, новыми источниками и водородом.

41

Выработка электроэнергии Выработка электроэнергии возрастет в 1,7 раза и составит 1495 млрд. кВт-ч в 2030 г. Структура генерирования меняется медленно. Сохраняется доминирующая роль тепловых электростанций. Установленная мощность электростанций всех типов возрастает с 212 млн. кВт в 2000 г. до 300 млн. кВт в 2030 г. Выработка растет более быстрыми темпами -рост составляет 2,15- 2.25 раза к 2030 г. и достигает 1895-1950 млрд. кВт-ч. Тенденции те же, что и в сценарии 1. Установленная мощность электростанций достигает 380390 млн. кВт. Выработка электроэнергетики быстро возрастает (до 3750 млрд. кВт-ч к 2030 г.), т.к. снижение выбросов СО2 наиболее целесообразно достигать через увеличение использования электроэнергии во всех сферах энергопотребления. Структура выработки электроэнергии сильно меняется в сторону безуглеродных технологий, которые должны будут обеспечивать почти 90% всей выработки к 2020 г. Установленная мощность электростанций к 2030 г. должна возрасти до 760-765 млн. кВт, т.е. увеличиться в 3,5 раза.

Выработка централизованного тепла Прирост централизованной выработки тепла составит около 100 млн. Гкал. Ожидается, что к 2030 г. годовое потребление тепла достигнет 1520 млн. Гкал. Примерно половина этого тепла будет производиться на ТЭЦ, а остальная часть - в котельных. Потребление централизованного тепла должно составить 1800-1835 млн. Гкал. Соотношение ТЭЦ и котельных будет примерно соответствовать сценарию 1. Прирост спроса на централизованное тепло к 2030 г. ожидается на уровне 140 млн. Гкал. Это дает величину общего годового спроса около 1660 млн. Гкал. Структура производства сильно изменится: ТЭЦ - 43%, котельные -25%, тепловые насосы -23%, топливные элементы на водороде - 9%.

Развитие безуглеродных источников энергии При отсутствии ограничений на выбросы СО2 новые безуглеродные технологии не будут играть заметного места в генерировании электроэнергии. То же самое, что и в сценарии 1. Введение жестких ограничений на выбросы СО2 заставит интенсивно переходить на безуглеродные технологии, в частности - в области генерирования электроэнергии. Мощности этих электрогенераторов должны составлять к 2030 г. 535540 млн. кВт, в том числе: 365-370 млн. кВт - новые источники энергии (ветровые, солнечные, геотермальные и пр. электростанции на возобновляемых источниках энергии), 135140 млн. кВт - электроакку-мулирующие источники, работающие в зонах провала графиков электрической нагрузки, 25-30 млн. кВт - топливные элементы, работающие на водороде, получаемом электролизом или путем разложения воды с использованием тепла ВТГР.

42

Новые и альтернативные источники энергии К 2030 г. появляется спрос на водород для автомобильного транспорта в количестве около 3 млн. т н.э. (ок. 1 млн. т Н2), тепловые насосы в системах децентрализованного теплоснабжения, электромобили (около 2030% дорожного транспорта). Спрос на водород возрастает до 3,5 млн. т н..э. (1.25 млн. т Н2), в остальном сохранятся те же тенденции, что и в сценарии 1, но с более выраженными акцентами. Спрос на водород, как чистое топливо, возрастает к 2030 г. до 50-55 млн. т н.э. (18-20 млн. т Н2). Для получения водорода используется электроэнергия чистых технологий и на базе тепла ВТГР. В системах электроэнергетики появляются топливные элементы для удовлетворения потребителей в электрической и тепловой энергии (25-30 млн. кВт). Тепловые насосы становятся эффективными в централизованных системах теплоснабжения. Их доля сильно возрастает и в децентрализованных системах теплоснабжения. Электромобили и автомобили на водороде доминируют в дорожном транспорте.

Спрос на инвестиции Суммарные инвестиции в ТЭК за период 2000-2030 гг. в сценарии 1 оцениваются величиной 1550-1560 млрд. долл. (в ценах 2000 г.) Суммарные инвестиции в ТЭК за период 20002030 гг. в сценарии 2 и 3 оцениваются величи-ной1785-1810 млрд. долл. (в ценах 2000 г.) Суммарные инвестиции в ТЭК за 2000-2030 гг. в сценарии 4 оцениваются величиной 12710-2720 млрд. долл. (в ценах 2000 г.)

* Сценарии 2 и 3 до 2030 г. развиваются практически одинаково, так как при заданных условиях в сценарии 3 по выбросам С02 (не выше уровня Киотского протокола) необходимость применения специальных ограничений по сдерживанию выбросов С02 возникает только за пределами рассматриваемого периода. Поэтому сценарии 2 и 3 практически оказываются равнозначными, а различия возникают только после 2030 г. ** Сценарий 4 носит предварительный характер и служит лишь для иллюстрации усилий по сокращению выбросов С02 для стабилизации повышения глобальной температуры Земли после 2050 г. не более, чем на 2 °С.

43