Низкоуглеродные технологии и потенциал сокращения выбросов парниковых газов в Российской Федерации

Вернуться к оглавлению
В конец, к подразделам и материалам

Основные выводы

Технический потенциал снижения выбросов ПГ показывает только гипотетические возможности, без учета многих ограничений.

Интегрированная оценка технического потенциала снижения выбросов ПГ по следующим составляющим:

  • снижение выбросов ПГ за счет совершенствования технологий использования энергии (повышение энергоэффективности);

  • снижение выбросов ПГ за счет замещения топлив в электро- и теплоэнергетике и за счет использования безуглеродных источников энергии (АЭС, ГЭС, ВИЭ, биомассы и биогаза) в системах как централизованного, так и децентрализованного энергоснабжения;

  • косвенное снижение выбросов ПГ за счет экономии электрической и тепловой энергии от централизованных источников у конечных потребителей;

  • снижение технологических утечек и выбросов ПГ и потребления энергии за счет сокращения объемов добычи ископаемого топлива;

  • снижение выбросов или увеличение стоков ПГ в промышленных процессах за счет новых технологи­ческих решений и вовлечения крупнотоннажных отходов в экономический оборот, в секторе ЗИЗИЛХ, в сельском хозяйстве и в сфере управления отходами.

В 2017 г. антропогенные выбросы всех ПГ в РФ были почти на 50% ниже уровня 1990 г.

Существует значительный потенциал их дальнейшего снижения во многих секторах.

Это позволяет России ставить амбициозные цели по сокращению выбросов ПГ.

У России есть технические возможности стать практически безуглеродной экономикой

  • Технический потенциал снижения нетто-выбросов ПГ во всех секторах составляет 1220 млн т СО2экв.

  • Его полная реализация позволила бы снизить нетто-выбросы ПГ на 77% от уровня 2017 г.

  • По отношению к уровню выбросов ПГ 1990 г. полная реализация технического потенциала позволяет снизить выбросы на 88,5%.

  • Основную часть потенциала – 87% – формируют технические и структурные решения в секторе энергетика – повышение эффективности и развитие централизованной и децентрализованной низкоугле­родной генерации электрической и тепловой энергии.

  • Способность лесов дополнительно поглощать углерод в перспективе ограничена. Потенциал сектора ЗИЗИЛХ может достигать 545–940 Мт CO2-экв. в год.

  • При использовании верхней границы этого диапазона и при учете выбросов ПГ «от потребления» Россия имеет техническую возможность стать страной с нулевыми нетто-выбросами ПГ.

Таблица 1.1 Потенциал снижения выбросов ПГ в основных секторах (млн т СО2экв.)

Сектора 1990 2017 Потенциал снижения выбросов ПГ Выбросы после реализации потенциала
Энергетический сектор 2569 1700 1055 645
Сельское хозяйство 276 128 27* 101*
Промышленные процессы 283 233 66 167
Отходы 58 94 26* 68*
ЗИЗИЛХ -73 -578 -46 -624
Всего нетто-выбросы 3113 1578 1220 358

* Половина потенциала в сельском хозяйстве и отходах отнесена к производству биогаза и отражена в секторе энергетика. Выбросы после реализации потенциала равны выбросам за 2017 г. минус потенциал.

Источник: Данные за 1990 г. и 2017 г. – Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом, за 1990-2017 гг. Москва 2019.

Определение понятия технического потенциала экономии энергии и снижения выбросов ПГ

В зависимости от цели исследования существует практика определения потенциала повышения энергоэффективности и снижения выбросов ПГ по сравнению с «практическим минимумом» (Best Available Technology, BATs)[1], со «средним потреблением за рубежом» или с «наиболее распространенным потреблением за рубежом». Для того чтобы отражать потенциал внедрения новых технологий, вместо «среднего потребления за рубежом» используют значение «наиболее распространенного потребления за рубежом», то есть значения для новых, но уже достаточно распространенных в мире технологий – Best Practice Technology (BPT). Это либо энергоэффективные технологии, которые замыкают 10% суммарного выпуска продукции (если построены кривые распределения выпуска по удельным расходам энергии), либо наиболее распространенные технологии в первой части (до 50% выпуска продукции) кривой распределения. Разница между ними есть, но она не так велика (рис. 6.1). С учетом ограниченной точности оценки потенциала по укрупненным технологиям в практических расчетах ею можно пренебречь.

Рисунок 6.1 – Типовая кривая распределения кумулятивного выпуска продукции по удельным расходам энергии
6.1.png

Источник: UNIDO. 2010. Global Industrial Energy Efficiency Benchmarking. An Energy Policy Tool. Working Paper. November 2010. Дополнено ЦЭНЭФ-XXI.

Подход на основе «среднего потребления за рубежом» использован МЭА в главе по России в «Обзоре мировой энергетики» за 2011 г.[2] В данной работе в основном используется подход оценки потенциала по сравнению с «практическим минимумом» (BAT).

Технический (технологический) потенциал оценивается при допущении, что все оборудование мгновенно заменяется на лучшие, уже практически применяемые где-либо в мире образцы, соответствующие «практическому минимальному» удельному расходу энергии или минимальным выбросам ПГ. Он равен произведению уровней производства товаров, работ и услуг в 2018 г. в России на разницу среднего для России удельного расхода энергии и удельного расхода энергии для наилучшей технологии.

В российской практике используется понятие наилучшей доступной технологии (НДТ), которая представляет собой технологию производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемую на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности ее применения (см. ФЗ № 219 от 21.07.2014 г. «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации»). «Best Available Technology» переводится с английского как «наилучшая имеющаяся технология». Слово «available» означает, что технология уже реально применяeтся на практике. Оно отличается от слова «affordable», которое означает «экономически доступная». В каком смысле использован перевод «available» как «доступная», показывают следующие факты:

  • мероприятия по обеспечению перехода на принципы НДТ в России еще не носят системного характера и отражают компромисс между возможностями промышленности и требованиями в области природопользования;

  • результаты бенчмаркинга российских предприятий свидетельствуют о том, что для различных отраслей показатели НДТ установлены так, что уже сегодня им соответствуют 50-80% предприятий;

  • в период действия комплексных экологических разрешений, основанных на требованиях первого поколения справочников НДТ и технологических показателей (в течение 7-10 лет начиная с 2019 г.), по оценкам, менее трети российских предприятий будут вынуждены сократить выбросы, сбросы загрязняющих веществ и количество образующихся отходов.[3]

Технический потенциал может определяться на основе одного их трех значений показателей энергоэффективности:

  • НДТ из российских справочников по НДТ;

  • ВАТ из разных источников, в основном зарубежных, по наилучшим имеющимся в мире технологиям. При оценке ВАТ использовалось большое число зарубежных источников.[4]

  • BPT из разных источников, в основном зарубежных, по «наиболее распространенному потреблению за рубежом».

Технический потенциал показывает только гипотетические возможности энергосбережения и снижения выбросов ПГ без учета затрат и других ограничений на его реализацию. Естественно, оценка, сделанная на базе лучших мировых технологий, существенно выше прочих возможных оценок. Для оценки технического потенциала повышения энергоэффективности и снижения выбросов ПГ использовалась информация только по уже практически опробованным технологиям. Внедрение инноваций делает технический потенциал возобновляемым.[5] В данной работе оценивается только технический потенциал.

ТЭК

Добыча топлива

Краткая расшифровка укрупненных мероприятий по повышению энергоэффективности по добыче и переработке топлива приведена в табл. 6.1. Показатели ВАТ даются для наиболее совершенных (с точки зрения минимизации расходов энергии) технологических маршрутов (табл. 6.2).

Таблица 6.1 – Краткая расшифровка укрупненных мероприятий по повышению энергоэффективности добычи и переработки топлива

Название укрупненных мероприятий Описание мероприятий
Утилизация вторичного тепла Установка котлов-утилизаторов, газовых бескомпрессорных утилизационных турбин, пластинчатых теплообменников, конденсатоотводчиков, тепловых насосов.
Переработка нефти Внедрение многостадийных обессоливателей, систем автоматического контроля за производственными процессами высокотемпературных ТЭЦ; интеграция технологических процессов; контроль за системами нагрева; предварительный нагрев воздуха; оптимизация секционирования дистилляционных колонн; утилизация газов, водорода и тепла; адиабатические пререформеры; установка конденсатоотводчиков и возврат конденсата; изоляция и ремонт теплопроводов; использование новых моделей горелок; модернизация систем сжатого воздуха, электромоторов, насосного и вентиляционного оборудования
Переработка газа Реконструкция и модернизация технологического оборудования, использование более эффективных газосепараторов, энергосберегающие технологии GTL («газ-в-жидкость», СЖТ), каталитические процессы для переработки широкого спектра газового и углеводородного сырья, в т.ч. удаленных и низконапорных месторождений, автоматизация технологических процессов; системные программно-оптимизационные комплексы, энергосберегающие процессы аминовой сероочистки газа на основе нового абсорбента метилдиэтаноламина (МДЭА) и др.
Переработка угля Газификация угля, гидрогенизация угля, пиролиз угля, получение водоугольного топлива, строительство модульных производств по глубокой переработке угля, автоматизация технологических процессов, утилизация ВЭР, совершенствование технологий переработки и обогащения угля. Утилизация низкопотенциального тепла.
Добыча нефти Сохранение, восстановление и улучшение коллекторских свойств призабойных зон скважин; оптимизация параметров системы разработки месторождений, в том числе подсистемы «водозаборная скважина − ППД − добывающая скважина − транспорт и подготовка продукции скважин»; снижение интенсивности обводнения скважин и объемов прокачки воды в промысловых скважинах; повышение уровня утилизации, использования продукции скважин, снижения ее потерь; повышение КПД промысловых объектов, машин и механизмов, диагностика их технического состояния, оптимизация планово-предупредительных ремонтов, модернизация насосного оборудования, включая энергоэффективный дизайн скважинных насосных установок, реконструкция насосов систем поддержания пластового давления, широкомасштабное внедрение вентильных приводов для центробежных и винтовых насосов, частотно-регулируемых электроприводов, систем плавного пуска, электрических устройств компенсации реактивной мощности; совершенствование контроля и учета нефти и внедрение автоматизированных систем учета; замена панельных горелок ГПБш акустическими горелками; снижение коэффициента избытка воздуха в топках; энергоснабжение производств на основе возобновляемых источников энергии и на основе комбинированных источников энергии – тепловой и электрической
Сжигание попутного газа в факелах Поставки в трубопроводную систему, производство сжиженного газа, производство электрической энергии на месторождениях, производство метанола, производство стабильного конденсата, производство синтетических жидких углеводородов
Добыча газа Модернизация газоперекачивающих агрегатов на дожимных компрессорных станциях, снижение расхода газа на технологические нужды, оптимизация работы технологических объектов, совершенствование учета и контроля использования газа, применение плунжерного лифта для удаления жидкости из скважин, повышение газоотдачи пластов, повышение степени утилизации тепла технологических потоков, повышение КПД тепловых агрегатов, работающих на газовом топливе; внедрение новых энергосберегающих процессов
Добыча угля Применение прогрессивных технологий добычи («шахта-лава» для подземной добычи и поточной и циклично-поточной для отрытой добычи, совершенствование высокоуступной технологии, применение нового экскавационного оборудования, применение новых комбинированных систем разработки вскрышных пород, использование низкопотенциальных геотермальных ресурсов и тепла шахтных вод, вентиляционных струй, отвалов; совершенствование систем вентиляции; водоотлива; пневмоснабжения; повышение эффективности работы подъемных установок; усовершенствование систем подземного транспорта, теплоснабжения, учет энергопотребления
Добыча шахтного метана В долгосрочной программе развития угольной промышленности до 2030 г. целевой индикатор добычи шахтного метана на 2020 г. равен 5-10 млрд м3, на 2030 г. – 35-50 млрд м3

Источники: составлено ЦЭНЭФ-XXI на основе ИТС 28—2017. Добыча нефти; ИТС 29—2017. Добыча природного газа; ИТС 30—2017. Переработка нефти; ИТС 32- 2017. Добыча и обогащение угля; ИТС 38—2017. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии; ИТС 44- 2017. Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности; ИТС 50—2017. Переработка природного и попутного газа.

Таблица 6.2 – Технический потенциал экономии энергии в добыче и переработке топлива

Единицы измерения Объем экономической деятельности Единицы измерения Удель­ный расход в 2018 г. Практический минимум (ВАТ) Потенциал экономии, тыс. тут
Переработка нефти тыс. т 292019 кгут/т 87,5 53,9
Переработка газа млрд м3 82767 кгут/ 1000 м3 54,9 13,8
Переработка угля тыс. т 130694 кгут/т 4,14 1,7
Добыча нефти тыс. т 556000 кВт-ч/т 141,9 40,0
Сжигание попутного газа в факелах млн м3 86857 % 86,1% 95,0%
Добыча газа млн м3 728000 кгут/ 1000 м3 7,5 7,0
Добыча угля тыс. т 439300 кгут/т 3,42 2,2

Источник: Оценка ЦЭНЭФ-XXI.

Генерация электрической и тепловой энергии

Основное направление технического прогресса в теплоэнергетике в области превращения теплоты в работу заключается в повышении средней температуры подвода теплоты в теплосиловой цикл и в снижении средней температуры отвода теплоты из цикла. Условия практической реализации этих основных направлений энергетического прогресса в значительной мере зависят от вида применяемых энергоносителей. При широко применяемом в теплоэнергетике в качестве энергоносителя водяном паре сравнительно просто решается задача снижения температуры отвода теплоты из цикла при использовании для этой цели холодной циркуляционной воды или теплоносителя из обратного трубопровода тепловой сети. Однако намного сложнее решается вторая задача – повышения средней температуры подвода теплоты в цикл, так как для этого необходимо повысить не только температуру, но и давление рабочего тела. Поэтому каждая очередная ступень повышения начальных параметров пара связана с решением очередной металлургической проблемы – созданием нового высокопрочного, температуростойкого конструкционного металла для изготовления котлов и турбин.

Угольная генерация. Исторический процесс совершенствования технологий производства электроэнергии из угля с целью сокращения расхода топлива на выработку электроэнергии и снижения выбросов продуктов сгорания в окружающую среду[6] показан на рис. 6.2. Первые четыре стадии процесса совершенствования технологии сжигания угля с последующим преобразованием химической энергии в электрическую с использованием цикла Ренкина отражали реализацию его теоретических принципов. Термодинамический КПД цикла повышался за счёт повышения температуры (и давления) теплоносителя (водяного пара) перед турбоагрегатом. Стадийность совершенствования представляла собой переход от докритических (subcritical) параметров пара перед турбоагрегатом к ультра-суперсверхкритическим (advanced ultra-supercritical). При докритических параметрах пара перед турбоагрегатом его давление составляло 13 МПа, а температура – 535°С, а при ультра-суперсверхкритических – 35 МПа и 700/720°С. Вместе с параметрами пара перед турбоагрегатом рос и термодинамический КПД цикла – с 30% при докритических параметрах пара до 50% при ультра-суперсверхкритических. При этом в связи с увеличением КПД термодинамического цикла и снижением удельного расхода топлива на отпущенную с шин турбоагрегата электроэнергию снижались удельные выбросы СО2 на единицу отпущенной электроэнергии (с 1,116 гСО2/кВт-ч до 669 гСО2/кВт-ч).

Первая угольная ТЭС на докритических параметрах пара введена в эксплуатацию в 1920-х годах, на сверхкритических параметрах (СКП) – в 1960-х, на суперсверхкритических (ССКП) – в конце 1990-х.[7] Тем не менее переход к новым технологиям проходит довольно медленно. С 2004 по 2014 гг. 60% (434 ГВт из 734 ГВт) новой угольной генерации было построено с использованием технологии с докритическими параметрами пара, т.е. самой неэффективной из существующих.[8]

К 2020 г. ожидается массовое внедрение пылеугольных энергоблоков с КПД до 45%, рассчитанных на ССКП 28-30 МПа и 600-620°С.[9] В настоящее время самые эффективные станции в мире работают на ССКП: RDK8 (Германия, запуск 2012 г., электрическая мощность 919 МВт, КПД 47,5%)[10], Manjung блок 4 (Малайзия, запуск 2015 г., первый в Юго-Восточной Азии, электрическая мощность 1000 МВт), Tanjung Bin Energy T4 (Малайзия, запуск 2016 г., электрическая мощность 1000 МВт).[11]

C конца прошлого века ведётся разработка энергоблока, рассчитанного на ультра-суперсверхкритические параметры пара – УССКП (Advanced Ultra-Supercritical (A-USC)). В настоящее время он находится на стадии лабораторного тестирования в шести странах: в Европе (с 1998 г., программа AD700, COMTES+ (HWT II and ENCIO), NextGenPower, MACPLUS), в США (с 2001 г., программа A-USC Power Plant Materials, рассчитана на самые высокие температуры – 730°С), в Японии (с 2008 г., программа Cool Earth-Innovative Technology Programme), в Индии (с 2008 г., программа AUSC project) и в Китае (с 2010 г. National 700°C USC CoalFired Power Generation Technology Innovation Consortium).

Рисунок 6.2 – Совершенствование технологий сжигания угля на ТЭС

6.2.png
В соответствии с указанными программами собрано достаточно технических сведений для принятия решения о начале строительства экспериментальных станций, которые будут запущены в эксплуатацию к 2021 г.[12]. Потребуется около пяти лет для оценки используемых материалов и технических характеристик. Таким образом, первая коммерческая ТЭС с использованием этой технологии появится не раньше 2030 г., ее коммерческое использование зависит от многих факторов, в том числе от стоимости угля, никелевых сплавов, уровня налогов на углерод.[13]

Пятая стадия совершенствования связана с улавливанием и захоронением углекислого газа из продуктов сгорания (Post-Combustion) или из топлива перед сжиганием (Pre-Combustion) углеродсодержащего топлива (Carbon Capture and Storage – CCS, или Carbon Capture, Use and Storage – CCUS[14]). При этом предполагается снижение общего термодинамического КПД цикла до 38-40% за счёт использования энергии на организацию улавливания, сжижения и хранения углекислого газа. В пилотном исполнении известны следующие способы улавливания углекислого газа из продуктов сгорания углеродсодержащих топлив:[15]

  • криогенная сепарация;[16]

  • мембранная сепарация;[17]

  • абсорбционная сепарация;[18]

  • адсорбционная сепарация.[19]

Каждый из этих процессов имеет свои области применения в зависимости от вида углеродосодержащего топлива. Строго говоря, технология улавливания углекислого газа из углеродосодержащих топлив применяется не только для угля, но и любого вида углеродосодержащего топлива, и относится к технологиям нулевого воздействия на окружающую среду.

В России в составе технологических платформ предполагается создание:[20]

  • угольных энергоблоков на ССКП единичной электрической мощностью 330–660–800 МВт с КПД 44–46%;

  • угольных ТЭЦ нового поколения единичной мощностью 100–200–300 МВт с использованием различных технологий сжигания топлива;

  • перспективных технологий на УССКП (35 МПа, 700/720°С), обеспечивающие КПД 51–53%;

  • технологий экологически чистого использования твердого топлива и газоочистки, обеспечивающих минимальные выбросы SО2, NOx, золовых частиц и других ингредиентов, включая улавливание из цикла, сжатие и последующее захоронение СО2.

Однако программа не начала функционировать в силу отсутствия финансирования.

Газовая генерация Сжигание природного газа на КЭС и ТЭЦ за рубежом осуществляется в основном с использованием бинарного цикла Брайтона-Ренкина, реализованного в парогазовых установках. Главными задачами повышения энергетической эффективности производства электроэнергии и тепла с использованием природного газа в ПГУ принимается повышение КПД и экологических показателей газовых турбин. К основным направлениям совершенствования ГТУ относятся повышение начальных температур газа перед газовой турбиной за счет применения более эффективных высокотемпературных конструкционных материалов и создания более эффективных систем тепловой защиты высокотемпературных элементов ГТУ при одновременном совершенствовании процессов экологически чистого сжигания топлива. К настоящему времени промышленно освоены энергетические ГТУ на начальные температуры 1260–1400°С с КПД 35–36,5%. В стадии демонстрационных и опытно-промышленных образцов находятся ГТУ нового поколения на базе металлокерамики с рабочей температурой выше 1500°С и КПД на уровне 40% и выше.

Действующие парогазовые установки (ПГУ), реализующие высокотемпературный газотурбинный цикл Брайтона с отводом тепла в паротурбинный цикл Ренкина, обеспечивают получение эксплуатационного термодинамического КПД на уровне 48–52%. За рубежом их КПД уже достиг и превысил 60%.[21] По экспертным оценкам, в ближайшем будущем доля ПГУ в мировой генерации электроэнергии достигнет 50%. В России также в последнее время основной ввод генерирующего электроэнергию оборудования осуществляется на базе ПГУ, причем по мощности и КПД – с существенным отставанием от зарубежного опыта.

Перспективы дальнейшего совершенствования бинарных парогазовых установок определяются повышением эффективности передачи теплоты от выхлопных газов ГТУ в паротурбинный цикл и уменьшением потерь при конденсации пара. Традиционное направление решения этих задач связано с повышением количества контуров (ступеней давления) паротурбинного цикла.

В России в составе технологических платформ предполагается создание:

  • ГТУ и ПГУ на их основе мощностью до 1000 МВт с КПД до 60%;

  • модульных теплофикационных парогазовых установок единичной мощностью 100 и 170 МВт для строительства новых и реконструкции действующих ТЭЦ и перспективных технологических комплексов на их основе с применением теплонасосных установок, обеспечивающих коэффициент использования тепла топлива, близкий к 95–98% с учётом использования источников низкопотенциального тепла.

Внутрицикловая газификация угля. Комбинированная установка с внутрицикловой газификацией – КУВГ (Integrated Gasification Combined Cycle – IGCC) предполагает реализацию комбинированного преобразования твердого топлива в газообразное в газогенераторе по одной из многих существующих в настоящее время технологий газификации. Синтетический газ (продукт газификации) используется в дальнейшем для выработки электроэнергии и тепла в цикле Брайтона-Ренкина (т.е в ПГУ). Первая в мире энергетическая ПГУ с внутрицикловой газификацией угля мощностью 170 МВт была реализована в Германии с применением газогенераторов Лурги. Однако низкая интенсивность процесса газификации в стационарном слое (2000 ÷ 2500 кг/(м2·ч) при давлении 2,5 МПа), наличие смолистых веществ в составе газа, сложность конструкции, обусловленная применением вращающихся частей в объеме слоя не позволяют эффективно использовать этот тип газогенератора в энергетике. Более эффективными для использования в энергетике стали газогенераторы пылевидного топлива.

Пилотные установки с газогенераторами этого типа были сооружены на электростанции Cool Water в Калифорнии и в Голландии на электростанции Buggenum. Газогенератор на электростанцию Cool Water поставлен фирмой Тексако и предусматривал совместную работу с газовой турбиной мощностью 80 МВт производства General Electric. За период с 1984 по 1989 годы наработка составила 27000 часов при использовании четырех видов угля. Получены хорошие экологические показатели: выбросы NOx составили 20 ppm. Заносов проточной части турбины золой не наблюдалось. В период ремонта газогенераторов установка работала на жидком топливе. В технологической схеме используется воздухоразделительная установка (ВРУ). В реакционной камере газогенератора происходит газификация водоугольной эмульсии. Температура в газогенераторе находится в пределах 1260-1540ºС. Низшая теплота сгорания получаемого синтез-газа, который содержит CO и H2, составляет 2200-2300 ккал/нм3 и зависит от массового соотношения кислород/углерод, концентрации водоугольной эмульсии, температуры и времени пребывания угля в газогенераторе, состава исходного топлива.

В 1993 г. на электростанции Buggenum в Голландии запущена более мощная демонстрационная установка – 250 МВт. В состав КУВГ вошла газовая турбина Siemens и газогенератор Shell. Газовая турбина может работать как на получаемом синтез-газе, так и на природном газе. Пуск турбины и работа в период ремонта газогенератора производились на природном газе. Паровая турбина поставлена также фирмой Siemens. Пар получали в котле-утилизаторе на хвосте газовой турбины и за счет тепла, отбираемого от синтез-газа в процессе его очистки. Установка газификации потребляла 2000 тонн угля в сутки; расход кислорода в воздухоразделительной установке (ВРУ) составлял 1700 т в сутки. Воздух для воздухоразделительной установки отбирали от основного компрессора, так что дополнительный компрессор для ВРУ не требовался. Установка Buggenum показала перспективность создания мощных комбинированных установок с газификацией угля, надежную и экономичную работу оборудования и достижение КПД 48%. Опыт создания и эксплуатации установки показывает также реальную возможность превращения существующих комбинированных энергоустановок на базе природного газа в комбинированные установки с внутрицикловой газификацией угля.

Всего в мире (по данным на январь 2016 г.) насчитывается 37 функционирующих комбинированных установок с внутрицикловой газификацией (КУВГ) угля (или иного исходного топлива), а их суммарная установленная мощность составляет 8357 МВт. Структура затрат на строительство КУВГ выглядит следующим образом[22]: газификационный блок ~25%, системы очистки ~7%, установка по производству кислорода ~15%, топливоприготовление ~10%, силовой блок, включая газовую и паровую турбину, котел-утилизатор, генератор ~43%).

Таким образом, КУВГ (IGCC) требует значительных капитальных вложений. В дополнение к обычному для классической ПГУ энергетическому оборудованию (ГТУ, ПТУ и котлу-утилизатору) в случае внутрицикловой газификации потребуется создание системы подготовки угольной пыли, газификатора, установки для получения кислорода, а также компрессоров, необходимых для функционирования технологических установок, в которых осуществляется газификация угля. Согласно ежегодной оценке стоимостных данных для различных технологий генерации Национальной лаборатории возобновляемой энергетики США (NREL), удельные капитальные вложения в строительство IGCC составляют 4403 долл. США/кВт.[23] Таким образом, IGCC имеют КПД, сопоставимый с угольными паротурбинными энергоблоками на ультра-суперсверхкритических параметрах пара (50-52%), но при этом они значительно дороже.

Главное преимущество КУВГ состоит в меньшем количестве выбросов и их перспективной совместимости с установками по улавливанию и хранению CO2 (Carbon Capture and Storage, CCS). Самая активная работа в данном направлении в последнее десятилетие велась в США.

В США с 2010 по 2016 год действовал экспериментальный проект «The Texas Clean Energy»[24] стоимостью 3,9 млрд долл. по строительству станции мощностью 400 МВтel (c предложением выдачи электрической мощности в систему в 245 МВтel) с внутрицикловой газификацией угля и установкой по улавливанию, утилизации и хранению CO2 (Carbon Capture, Utilization, Storage (CCUS)) с эффективностью 90%. В мае 2016 г. проект был признан слишком рискованным, дорогостоящим и фактически был приостановлен из-за отзыва финансирования Министерством энергетики США. Это становится опасной тенденцией для развития технологии CCS, поскольку в 2015-2016 гг. уже было отозвано финансирование проекта «Hydrogen Energy California» (проект когенерации «чистой» угольной ТЭС) и «FutureGen» (угольная КЭС с установленной электрической мощностью 200 МВт с установкой CCS).[25]

В апреле 2017 г. планировался окончательный запуск первой в мире ТЭС «Kemper County Energy Facility» с КУВГ (IGCC), использующей чистый синтетический газ, который предполагалось производить из местного бурого угля и природного газа.[26] Проект стоимостью 6,9 млрд долларов включал в себя две системы: газификацию бурого угля (с установкой по улавливанию CO2) и ПГУ. Система по газификации состояла из двух газогенераторов и использовала технологию «TRIGTM» (Transport Integrated Gasification), разработанную энергокомпанией «Southern Company» при поддержке Министерства энергетики США. Установка по улавливанию CO2 в процессе газификации угля использует технологию SelexolTM. ТЭС должна была вырабатывать в среднем в год около 135 тыс. тонн серной кислоты и около 20 тыс. тонн аммиака.

В России в составе технологических платформ предполагается создание КУВГ единичной мощностью 200–400 МВт с КПД до 50%.

Внутрицикловая газификация твердых топлив с топливными элементами (Integrated Coal Gasification Fuel Cell Combined Cycle System – IGFC). Наличие водородсодержащего синтез-газа, образующегося при газификации твёрдого топлива, предполагает возможность использования водорода для производства электроэнергии в топливном элементе. Синтез-газ, выходящий из газогенератора, после охлаждения и очистки вновь реагирует с водяным паром. В результате получают газовую смесь, состоящую в основном из CO2 и водорода. Углекислый газ под давлением выделяют из полученной смеси, осушают, при необходимости дополнительно сжимают и транспортируют к месту захоронения. Оставшуюся смесь десульфуризируют и подают в высокотемпературный топливный элемент, а продукты его реакции – в газовую турбину, а затем в паровой котел-утилизатор и паротурбинный цикл. Термодинамический КПД такого цикла близок к 70%. В России в составе технологических платформ предполагается создание ПГУ с внутрицикловой газификацией твёрдого топлива с использованием топливных элементов, обеспечивающих КПД до 60%.

В РФ в настоящее время доля использования нефтетоплива для производства электроэнергии не превышает 0,2% от общего расхода топлива на выработку электроэнергии, и в ближайшее время будет востребовано только при возникновении аварийных ситуаций и ограниченных технологических нужд; рассмотрение совершенствования его использования для выработки электроэнергии неактуально.

АЭС. Существуют две главные причины, препятствующие вовлечению ядерного топлива в производство электроэнергии и тепла:

  • нерешенность проблемы утилизации отработавшего ядерного топлива (ОЯТ);

  • проблема топливного обеспечения, т.е. нерешенность задачи вовлечения запасов отвального урана и тория в производство энергии.

Рассматриваются 3 пути обращения с содержащими ОЯТ отработавшими тепловыделяющими сборками (ОТВС):

  • открытый цикл – размещение в хранилищах и длительная выдержка;

  • «полуоткрытый» цикл – радиохимическая переработка и длительная выдержка в хранилищах;

  • замкнутый цикл (пока не реализованный) – радиохимическая переработка и выделение урана и плутония (для дальнейшего использования в качестве топлива реакторов), а также выделение минорных актинидов (нептуний, америций, кюрий), которые, как предполагается, будут в дальнейшем «пережигаться» в классических электроядерных (Accelerator Driven Systems – ADS) системах. Осколки деления планируется отправлять на длительную выдержку в хранилищах.

В открытом ядерном цикле (например, на хранилище отработанного ядерного топлива (ХОЯТ) Юкка Маунтин (США) ёмкостью 70 тыс. тонн ОЯТ) было выделено ~96,2 млрд долл. Т.е. стоимость обращения с ОЯТ составляет ~1374 $/кг только капитальных затрат, не считая транспортных и эксплуатационных. Стоимость загрузки топлива на три года ВВЭР-1000 составляет ~94 млн долл., или ~1175 $/кг. Таким образом, в рамках открытого цикла сегодня обращение с ОЯТ стоит значительно дороже свежего топлива. В полуоткрытом цикле при существующих технологиях в процессе переработки 1 т ОЯТ (~0,1 м3) образуется ~45 м3 жидких высокоактивных радиоактивных отходов (РАО), ~150 м3 среднеактивных и ~2000 м3 низкоактивных.[27] В замкнутом ядерном топливном цикле в результате переработки ежегодно ожидается образование до 25 м3/ГВт высокоактивных отходов, 50-100 м3/ГВт среднеактивных и до 700 м3/ГВт низкоактивных отходов.[28]

Таким образом, современные и даже перспективные радиохимические технологии приводят к образованию значительных объемов долгоживущих радиоактивных отходов. Проблема эффективной утилизации отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) стала в последние годы ключевой при обсуждении будущего глобальной энергетики.

Ведущие мировые державы начали разработку проектов использования электроядерных систем в качестве альтернативного и перспективного метода решения этой проблемы. На это, в частности, указывает начало практической реализации масштабного европейского проекта MYRRHA (Multipurpose hYbrid Research Reactor for High-end Applications)[29], а также активная работа по формированию и разработке соответствующих национальных программ в США, Китае, Индии, Японии и Южной Корее. Все программы и проекты сосредоточены на классической электроядерной (ADS) схеме, которая представляет собой, по сути, подкритический быстрый реактор с внешним (электроядерным) источником нейтронов. Все проекты существуют в рамках исследовательских установок. Пилотный образец АЭС по электроядерной схеме ожидается не ранее 2040 г.

Другим направлением в совершенствовании технологий существующих АЭС является совмещение классической схемы АЭС с ВВР с надстройкой ГТУ[30],[31]. Такие схемы ничего не добавляют к решению двух проблем, определяющих общее развитие атомной энергетики, но позволяют сделать схему АЭС более манёвренной.

В последнее время в мире проявляется интерес к созданию АЭС с энергоблоками небольшой мощности, которые могут быть как единичными, так и модулями в составе комплексов большей мощности (табл. 6.3). Модульная компоновка блоков АЭС позволяет в случае необходимости увеличивать мощность станции. АЭС малой мощности особенно привлекательны для островных, отдаленных или анклавных регионов, где нет необходимости или экономически нецелесообразно развивать сети централизованного энергоснабжения. Помимо стабильного источника энергообеспечения такие станции могут использоваться и в качестве опреснителя.

Таблица 6.3 Проекты зарубежных реакторов малой мощности

№ Проект Тип Мощность, МВт (эл) Некоторые характеристики Разработчик, страна
1 CAREM PWR 25 Модульный с интегральным парогенератором CNEA&INVAR, Аргентина
2 MRX PWR 30 Интегральный для местного энергообеспечения. Весь энергоблок изготавливается в заводских условиях. Интервал перегрузок – 3,5 года JAERI, Япония
3 IRIS PWR 50 Реактор IV поколения. Топливо – обогащением 5% и более. Применение выгорающих поглотителей. Интервал между загрузками – 5 лет (при 5% обогащении) или более (при более высоком обогащении) Westinghouse, США
4 Smart PWR 100 Интегральный модульный усовершенствованный PWR. Срок службы – 60 лет. Цикл перегрузок топлива – 3,5 года KAERI, Ю. Корея
5 Modular SBWR BWR 50 GE&Purdue University, США
6 PBWR HTGR 120 Bысокотемпературный реактор с гелиевым теплоносителем Eskom, ЮАР
7 GT-HMR HTGR 285 Совместная разработка США и России. Базируется на проекте исследовательского реактора бассейнового типа. Теплоноситель II контура – органика (перфторуглерод) General Atomics, США, РНЦ «Курчатовский институт», Россия

ТЭЦ. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) принято относить к низкоуглеводородным технологиям в силу значительно большего коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ), чем на КЭС. Во многих странах в рамках национальных программ по энергетике и по защите климата установлены целевые показатели участия ТЭЦ в выработке электроэнергии. Так, например, в дорожной карте развития энергетики в 27 европейских странах до 2050 г.[32] установлены следующие целевые показатели развития комбинированной выработки к 2050 году:

  • в 27 европейских страх отпуск электроэнергии на ТЭЦ достигнет 32% от общего отпуска электроэнергии в электрические сети от всех источников, производящих электрическую энергию;

  • потребление тепловой энергии из централизованных систем теплоснабжения, образованных на базе ТЭЦ, достигнет 57% от общего потребления тепловой энергии;

  • отпуск тепловой энергии от пиковых источников ТЭЦ не будет превышать 9-13%;

  • степень централизации теплоснабжения в 27 европейских городах увеличится с 12% в 2010 г. до 50% в 2050 г.

ТЭЦ не имеют отдельного направления в совершенствовании термодинамических циклов. Все принципы организации термодинамических циклов, применимых к КЭС, применимы и к ТЭЦ. Однако существуют значительные ограничения к установленной тепловой мощности агрегатов с ТЭЦ, определяемых величиной тепловой нагрузки, присоединённой к тепловым сетям в зоне действия ТЭЦ. В отличие от электрических сетей, тепловые сети локализованы в ограниченном городском пространстве и, как правило, изолированы друг от друга. Установленная электрическая мощность ТЭЦ в большинстве случаев определяется величиной спроса на тепловую мощность у потребителей, присоединённых к тепловым сетям этой ТЭЦ.

Максимальная установленная электрическая мощность ТЭЦ общего пользования (муниципальных, городских), функционирующих по циклу Ренкина, как правило, не превышает 400-500 МВтel с присоединённой тепловой нагрузкой около 1000-1200 МВтth. ТЭЦ с установками, функционирующими по циклу Брайтона-Ренкина, с такой же установленной электрической мощностью (400-500 МВтel) обслуживают потребителей с гораздо меньшим спросом на тепловую мощность (280-400 МВтth).

Минимальная установленная электрическая мощность ТЭЦ (отдельной установки) в современных условиях ограничена величиной 100 кВтel.

Угольные ТЭЦ. Для ТЭЦ с использованием сжигания угля неприменимы технологии ССКП и УССКП. Этому препятствуют ограничения в максимальной установленной электрической мощности ТЭЦ и размещение ТЭЦ вблизи от потребителей тепла (ограниченная централизация). Единственным способом повышения эффективности функционирования угольных ТЭЦ является совершенствование технологий сжигания угля. Например, переход от пылеугольного сжигания топлива (распространённого в РФ) к сжиганию в различного рода псевдоожиженных слоях[33] (FBC – Fluidized Bed Combustion Boilers). Преимущества такого сжигания заключается в том, что вместе с углем или вместо угля могут успешно сжигаться другие виды твёрдых топлив (щепки, шелуха злаковых зерен, арахисовая скорлупа, древесные опилки, прочие виды биомассы и сельскохозяйственных отходов, уголь, лигнит и т.д.). В зарубежной практике такие виды котлов освоены в промышленности. Их выпускают более 120 фирм-производителей. Эффект от применения таких технологий состоит в более высоком КПД сжигания топлива и снижения выбросов в атмосферу.

Газовые ТЭЦ. Совершенствование ТЭЦ с использованием сжигания природного газа (синтез газа) так же, как и в технологиях совершенствования КЭС, будет осуществлено с заменой существующих паротурбинных технологий (ПТУ) с использованием цикла Ренкина на технологии с использованием цикла Брайтона-Ренкина (ПГУ). Термодинамический КПД таких ТЭЦ будут приближаться к 60-65%. Коэффициент использования теплоты топлива будет зависеть от режимов эксплуатации ТЭЦ на рынке выработки электрической энергии, но будет приближаться к 90%.

К гибридным ТЭЦ в основном относятся ТЭЦ с использованием внутри термодинамического цикла высокотемпературных или низкотемпературных топливных элементов. Термодинамический КПД таких ТЭЦ будет приближаться к 65-70%.

ТЭЦ с использованием тепловых насосов. В таких ТЭЦ совершенствование термодинамического КПД цикла достигается повышением температурного уровня низкопотенциальной теплоты тепловых выбросов в окружающую среду (например, в градирнях ТЭЦ) для использования в системах теплоснабжения. Повышение температурного уровня низкопотенциальной теплоты осуществляется за счет применения абсорбционно-диффузионных тепловых насосов. Термодинамический КПД таких схем на 2-3% выше, чем в классической схеме.

ТЭЦ с использованием низкокипящих рабочих тел. К таким ТЭЦ (и не только ТЭЦ, но и КЭС) относятся ТЭЦ с использованием цикла Ренкина на органических веществах (Organic Renkin Cycle).[34] Смысл использования органического вещества вместо водяного пара в цикле Ренкина состоит в том, что цикл Ренкина реализуется не на кипящем с высокой температурой рабочем теле, а на кипящем с низкой температурой рабочем теле (органического вида, например хладонах). Это позволяет вовлечь в процесс выработки электроэнергии отходящее низкопотенциальное тепло технологических производств (например, с температурой 300ºС). ТЭЦ на базе органического цикла Ренкина применяется также при сжигании биомассы, где трудно реализовать процессы с высокотемпературным теплоносителем.[35]

Децентрализация производства электрической и тепловой энергии. В западной литературе упоминаются два процесса: децентрализация – для систем производства и распределения электрической энергии и централизация – для систем производства и распределения тепла или холода. Эти два процесса определяются сложившимся состоя­нием систем электро- и теплоснабжения. Системы электроснабжения – это, как правило, высокоцентрализованные системы с крупными источниками выработки электроэнергии и электрическими сетями со значительной протяжённостью, обслуживающие зачастую несколько миллионов потребителей. Это хорошо структурированные технологические системы с основным направлением потоков электрической энергии от высоких напряжений к низким (обеспечивающим безопасность потребителей).

Системы теплоснабжения – это, как правило, локализованные системы. Дальнейшее развитие комбинированной выработки тепловой и электрической энергии потребовало необходимости централизации индивидуальных систем теплоснабжения.

Децентрализация систем производства и распределения электрической энергии и централизация систем теплоснабжения являются двумя ключевыми направлениями. В программах развития энергетики Германии предполагается, что к 2050 г. практически весь прирост выработки электрической энергии на ТЭЦ будет осуществлён на средне- и маломощных энергетических установках.[36] Вклад выработки электроэнергии от ТЭЦ общего пользования большой мощности не будет превышать 35% от всей выработки электроэнергии на ТЭЦ, а доля выработки электроэнергии на ТЭЦ малой мощности (децентрализованных) увеличится с 12% в 2005 году до 50% в 2050 г. К децентрализованным системам электроснабжения отнесены ТЭЦ с мощностью от 0,05 до 2 МВтel. Заметим, что в соответствии с российским законодательством к децентрализованным источникам электрической энергии относятся все источники с установленной электрической мощностью менее 5 МВтel. Если все такие ТЭЦ будут работать по циклу Брайтона-Ренкина, то суммарная тепловая нагрузка потребителей, присоединённых к таким децентрализованным источникам электрической энергии, составит от 0,03 до 1,5 Гкал/ч. Спрос на тепловую мощность такого уровня для климатических условий России формируется в индивидуальном или многоэтажном здании.

Итоги оценки технологического потенциала экономии энергии в электро- и теплоэнергетике показаны в табл. 6.4.

Таблица 6.4 – Технический потенциал экономии энергии в электро- теплоэнергетике

Единицы измерения Объем эко­номической деятель­ности Единицы измере­ния Удель­ный расход в 2018 г. Практический минимум (ВАТ) Потен­циал экономии, тыс. тут
Модернизация газовых ГРЭС млн кВт-ч 139155 гут/кВт-ч 290 198 12748
Модернизация угольных ГРЭС млн кВт-ч 61979 гут/кВт-ч 340 273 4132
Модернизация газовых ТЭЦ млн кВт-ч 295097 гут/кВт-ч 303 198 30887
Модернизация угольных ТЭЦ млн кВт-ч 123957 гут/кВт-ч 347 271 9425
Модернизация мазутных ТЭЦ млн кВт-ч 698 гут/кВт-ч 285 256 20
Модернизация ДЭС млн кВт-ч 9079 гут/кВт-ч 333 286 430
Собственные нужды млн кВт-ч 1115088 % 6,3% 4,0% 3155
Передача электроэнергии млн кВт-ч 1044478 % 10,0% 4,1% 7580
Модернизация угольных котельных тыс. Гкал 69023 кгут/Гкал 199 159 2735
Модернизация мазутных котельных тыс. Гкал 35632 кгут/Гкал 172 155 599
Модернизация газовых котельных тыс. Гкал 447641 кгут/Гкал 163 151 5392
Модернизация прочих котельных тыс. Гкал 14325 кгут/Гкал 216 159 815
Электроэнергия на производство тепла на котельных тыс. Гкал 566620 кВт-ч/Гкал 14,0 7 488
Электроэнергия на производство тепла на ТЭЦ тыс. Гкал 409206 кВт-ч/Гкал 23,7 15 438
Передача тепловой энергии тыс. Гкал 1309345 % 12,4% 5,4% 13107
Когенерация на котельных млн кВт-ч 41987 млн кВт-ч 7048
Утилизация вторичного тепла тыс. Гкал 92799 % 65,0% 100,0% 4645

Источник: Оценка ЦЭНЭФ-XXI на основе данных Росстата об объемах экономической деятельности и удельных расход энергии в 2018 г. и данных по параметрам ВАТ из источников перечисленных на стр. 7-9.

Промышленность

В промышленности существует очень большой перечень энергоэффективных технологий, которые сгруппированы в укрупненные технологии, описанные кратко в табл. 6.5. Более подробно они определены в информационно-аналитических справочниках по НДТ. Укрупненные технологии отражают комплексный показатель удельного расхода энергии, который получается как линейная комбинация удельных расходов для отдельных элементов технологических цепочек с весами, которые определяются удельными расходами промежуточной продукции на выход конечного продукта. Для многих промышленных продуктов есть несколько технологических маршрутов их изготовления. Показатели ВАТ даются для наиболее совершенных (с точки зрения минимизации расходов энергии) технологических маршрутов (табл. 6.6).

Таблица 6.5 – Краткая расшифровка укрупненных мероприятий по повышению энергоэффективности в промышленности

Название укрупненных мероприятий Описание мероприятий
Производство железной руды Применение большегрузной карьерной техники. Проведение горных выработок и применение систем отработки с использованием современного высокопроизводительного самоходного оборудования. Частотное регулиро­вание приводных двигателей установок главного и вспомогательного проветривания и водоотлива для подземной добычи. Установкa автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Системы энергетического менеджмента и их инструменты
Производство агломерата железорудного Увеличение высоты слоя шихты до 500 мм и ее комбинированного нагрева, дополнительного нагрева верхнего слоя шихты воздухом или продуктами сгорания от дополнительно установленных горелок, накатывания топлива и извести на комки шихты, автоматизации работы агломашины и др. Рекон­струкция агломерационных производств с установкой новых эффективных агломашин с автоматизированными системами управления технологическим процессом. Утилизация вторичных энергоресурсов (ВЭР) агломерационного производства (агломерационного газа и теплоты воздуха, охлаждающего агломерат)
Производство железорудных окатышей Утилизация тепла, снижение утечек сжатого воздуха, автоматизация систем управления технологическим процессом. Процесс окускования железорудного сырья путем производства обожжен­ных окисленных окатышей. Обеспечение стабильности производственного процесса окускования, снижение энергетических и материальных затрат в технологии производства обожженных окатышей
Производство чугуна Реконструкция доменных печей с установкой бесконусных загрузочных устройств (БЗУ). Технология вдувания пылеугольного топлива (ПУТ) в доменные печи. Вдувание в доменную печь горячих восстановительных газов в сочетании с кислородом и повышение температуры воздушного дутья. Использование доменного газа для выработки электроэнергии в ГУБТ (газовой утилизационной бескомпрессорной турбине). Использование доменного газа для выработки электрической и тепловой энергии в утилизационных ТЭЦ (УТЭЦ). Повышение содержания железа в шихте, вывод сырого флюса из доменной шихты; снижение содержания золы и серы в коксе; повышение доли литейного чугуна и ферросплавов в общей выплавке; улучшение качества железорудных материалов, физико-технических характеристик кокса; повышение давления газа на колошнике доменной печи; применение природного газа и мазута в сочетании с дутьем, обогащенным кислородом; повышение температуры нагрева дутья; применение металлизированного сырья и горячих восстановительных газов
Прямое восстановление железа При росте объема прямого восстановления железа до 8 млн т в год. Технологии MIDREX и FINMET. Обеспечение стабильности производственного процесса прямого восстановления железа, снижение энергетических и материальных затрат в технологии производства металлизованного сырья.
Замена мартеновского способа выплавки стали Снижение производства мартеновской стали до нуля
Производство кислородно-конвертерной стали Утилизация ВЭР (конвертерного газа) в кислородно-конвертерных производствах стали для выработки пара давлением до 4,5 МПа, который может расходоваться для производственных нужд и привода турбин компрессоров. Установка регулируемого привода на дутьевых машинах. Контролируемый предварительный нагрев ковша. Использование регулируемого привода. Использование отходов в качестве топлива, автоматизированных систем управления технологическими процессами
Производство электростали Замена малых и маломощных электропечей на новейшие мощные печи. Предварительный нагрев металлолома. Продувка кислородом и вдувание кислорода для сжигания моноксида углерода в печи. Система водяного охлаждения стен и пода печи. Реконструкция электросталеплавильных производств с установкой автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Использование печей постоянного тока
Производство проката черных металлов Применение технологии непрерывной разливки стали на машинах непрерывного литья заготовки (МНЛЗ). Повышение температуры слитков, подаваемых в нагревательные колодцы, до 800-830оС и увеличение доли горячего посада до 90-98%, подача горячего металла в методические печи транзитом от обжимных заготовочных станов; применение испарительного охлаждения, утилизации теплоты отходящих газов нагревательных печей и др. Реконструкция прокатных производств с установкой автоматизирован­ных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Изоляция нагревательных печей. Рост доли холодного проката. Придонное размешивание за счет вдувания природного газа. Использование отходов в качестве топлива
Производство электроферро­сплавов Автоматизация управления технологическими процессами, использование шунгитов, замена кварцитов
Производство алюминия Переход от процесса Содерберга к процессу Холла-Херолта и совершенствование обеих технологий с использованием инертных катодов и анодов с доведением удельного расхода до 11000 кВт-ч/т и изменением дизайна плавильных ванн; внедрение спреевой технологии формирования алюминиевых листов, рециклирование сульфата натрия, использование вторичного алюминия
Производство глинозема Перевод печей спекания и кальцинирования на сжигание природного газа, внедрение рекуперативных холодильников (циклонного или «кипящего» слоя), повышение степени регенерации тепловой энергии в автоплавильных установках выщелачивания и обескремнивания, увеличение кратности использования пара в выпарных батареях, внедрение водоподогревателей контактного типа
Аммиак синтетический Реконструкция технологических агрегатов по производству аммиака с увеличением их единичной производительности и использованием совре­менных процессов синтеза аммиака: AMV, LGA Process, KAAP/KPES и Megammonia
Удобрения Реконструкция и модернизация технологических производств с увеличением единичной производительности агрегатов карбамида, каустической соды с использованием мембранных и диафрагменных технологий, применение диафрагменных электролизеров с улучшенными техническими характеристиками, реконструкция и модернизация производств фосфатных удобрений с установкой сушилок-грануляторов кипяще-фонтанирующего слоя, широкое внедрение автоматизации технологических процессов
Этилен Использование газофазного метода полимеризации этилена в производстве этилена, применение высокоэффективных поверхностей теплообмена, ис­пользование современных методов интенсификации теплообмена в каналах холодильных аппаратов, внедрение систем автономной утилизации сбросной теплоты, в которой уходящие газы печи крекинга используются в теплооб­менниках для нагрева питательной воды котла, сырья и получения техно­логического пара, использование газотурбинных установок, встроенных в запечный тракт, внедрение теплотехнологической схемы деметанизации
Каучук синтетический Реконструкция производств каучука синтетического с переходом на одностадийную схему синтеза изопреновых каучуков и дегидрирования углеводородов
Производство целлюлозы Модификация аппаратов для размола периодического действия; применение аппаратов для размола непрерывного действия; утилизация теплоты при термомеханической обработке целлюлозы; газификация черного щелока и других органических отходов производства; применение более производительного оборудования для варки; замена древесного волокна бумажными отходами; работа паровых котлов с максимальной производительностью, своевременный их ремонт и контроль работы; исключение утечек пара; контроль за потребностью в паре; теплоизоляция паропроводов, арматуры и емкостей; ограничение потребления пара до установленного максимума; использование технологического пара из отборов турбин; снижение давления пара в котлах; сбор и возврат конденсата для нагрева питательной воды котлов; вторичное использование горячей промывочной воды. Реконструкция производств целлюлозы с использованием технологии бесхлорной отбелки (TCF-отбелка)
Производство бумаги, картона Инфракрасное регулирование профиля при производстве бумаги; приме­нение прессов с удлиненной зоной прессования; формование бумажного полотна из бумажной массы высокой концентрации; применение двухсеточ­ных бумагоделательных машин, «сухое формование», применение высоко­частотного и микроволнового нагрева, тепловых насосов, исключение пере­сушки; утилизация сбросной теплоты уходящих газов котлов; утилизация сбросной теплоты воздуха над бумажными машинами; очистка сушилок для повышения коэффициента теплопередачи и др. Снижение материалоемкости производства бумаги и картона и рост использования макулатуры
Производство цемента Совершенствование шаровых мельниц, автоматизация управления технологическими процессами, применение энергоэффективных двигателей, насосов с регулируемым приводом
Производство клинкера Переход на «сухой» способ производства клинкера – многостадийный (от трех до шести), циклонные теплообменники и печи декарбонизации. Получение клинкера по низкотемпературной солевой технологии; интенсификация процесса обжига клинкера за счет оснащения цементных печей эффективными теплообменными и горелочными устройствами; автоматизация систем горения топлива; своевременный вывод из эксплуатации или модернизация морально и физически изношенного малопроизводительного оборудования, совершенствование теплоизоляции. Утилизация отходящего тепла дымовых газов обжиговых печей. Увеличение доли отходов, используемых в качестве топлива в печах обжига клинкера
Замена клинкера добавками Увеличение доли металлургического шлака и шлака тепловых электростан­ций в производстве цемента при повышении доли добавок до 25%
Производство стекла Увеличение доли рекуперативных печей, применение гранулированной шихты; использование в шихте стеклобоя; увеличение единичной мощности стекловаренных печей; применение кислорода для интенсификации процесса горения топлива, подогрев стекломассы в комбинации с газомазутным топливом
Производство мяса и мясопродуктов Установка приборов учета, модернизация технологического оборудования, модернизация теплового хозяйства и повышение эффективности использования пара, утепление зданий, замена компрессоров и холодильного оборудования, установка эффективных приводов и ЧРП, модернизация систем освещения
Производство хлеба и хлебопродуктов Установка современных хлебопекарных печей с улучшенной системой передачи тепла и автоматическим контролем. Переход с электрических печей на газовые, использование избыточного тепла для подогрева воды, установка приборов учета пара и автоматического контроля, теплоизоляция и герметизации дверей печей, изоляция трубопроводов и установка регулировочных клапанов; совместное производство тепла и холода
Эффективные электродвигатели Ликвидация завышения мощности электродвигателей, замена двигателей на модели высокого класса энергоэффективности
Регулируемый электропривод Применение регулируемого привода
Эффективные системы сжатого воздуха Обнаружение и устранение утечек, децентрализация систем сжатого воздуха, зонирование и реконфигурация воздухопроводов, создание систем хранения сжатого воздуха, установка систем контроля за работой системы, замена или ремонт фильтров, установка шаровых вентилей в системах распределения, утилизация теплоты, применение автоматического управления с помощью прямоточных клапанов очередностью включения компрессоров; замена морально устаревших компрессоров; замена сжатого воздуха другими энергоносителями; применение автономных компрессоров, сблокированных с потребляющей сжатый воздух установкой
Эффективные системы производ­ства кислорода Ликвидация завышения мощности электродвигателей, замена двигателей на модели высокого класса энергоэффективности, применение регулируемого привода
Эффективные системы промышленного освещения Снижение установленной мощности осветительных установок и уменьшение часов их работы; замена источников света новыми энергоэффективными осветительными приборами; использование электронной пускорегулирующей аппаратуры; максимальное использование естественного освещения; использование современной осветительной арматуры, автоматических выключателей для систем дежурного освещения; окраска поверхностей производственных помещений и оборудования в светлые тона; содержание светопрозрачных конструкций и осветительных приборов в чистоте; установка защиты от превышения номинальных уровней напряжения
Эффективные системы паро- и теплоснабжения - Налаживание учета пара, теплоизоляции паропроводов и арматуры, замена оборудования котельных на оборудование, позволяющее поддерживать стабильное давление в выбранных базовых паровых магистралях; автоматизация и управление режимами выработки и отпуска пара; аккумуляция пара после систем испарительного охлаждения; сбор, очистка и возврат конденсата с запретом сброса конденсата в водяные тепловые сети; автоматизация (на базе частотно-регулируемого привода) отпуска теплоты в водяные тепловые сети. Утилизация ВЭР (вторичного пара) в производстве серной кислоты для выработки электрической энергии в паровых турбогенераторах, установка парогенераторов непосредственно в местах потребления пара, утепление производственных помещений
Экономия топлива в прочих промышленных производствах Повышение степени утилизации тепла отходящих газов при нагреве воздуха в регенераторах. Повышение равномерности и стандартности нагрева изделий на основе управления процессами движения газов и сжигания топлива; глубокая утилизация теплоты уходящих газов; минимальные потери теплоты на разогрев футеровки и через элементы конструкции печей в окружающую среду путем использования огнеупорных и теплоизоляционных волокнистых изделий; малоокислительный режим нагрева со снижением потерь металла в окалину до 0,5% массы нагреваемых изделий, использование новых горелочных устройств для объемного сжигания топлива с высокотемпературным воздухом, а также систем отопления нагревательных и термических печей с малогабаритными регенераторами.

Источники: составлено ЦЭНЭФ-XXI на основе ИТС 1- 2015. Производство целлюлозы, бумаги и картона; ИТС 2- 2015. Производство аммиака, минеральных удобрения и аминокислот; ИТС 3- 2015. Производство меди; ИТС 5- 2015. Производство стекла; ИТС 6- 2015. Производство цемента; ИТС 11—2016. Производство алюминия; ИТС 12—2016. Производство никеля и кобальта; ИТС 25—2017. Добыча и обогащение железных руд; ИТС 26—2017. Производство чугуна, стали и ферросплавов; ИТС 27—2017. Производство изделий дальнейшего передела черных металлов; ИТС 28—2017. Производство полимеров, в том числе биоразлагаемых; ИТС 38—2017. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии; ИТС 44- 2017. Производство продуктов питания; ИТС 48—2017. Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности; Справочник наилучших доступных технологий в промышленности по переработке черных металлов. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Некоммерческое партнерство «Центр экологической сертификации – зеленые стандарты». Москва, 2013.

Данные российской статистики позволяют отследить уровни удельных расходов энергии на производство наиболее энергоемких промышленных продуктов. Зарубежная статистика позволяет определить удельные расходы энергии для ограниченного перечня продукции и технологий. Этот перечень не полностью совпадает с перечнем продукции, по которой есть данные по удельным расходам в российской статистике. Поэтому множество технологий, по которым проводится сравнение – это пересечение множеств с аналогичными данными для России и для зарубежных стран.

Таблица 6.6 – Технический потенциал экономии энергии в промышленности

Единицы измере­ния Объем эко­номической деятель­ности Единицы измере­ния Удель­ный расход в 2018 г. Практический минимум (ВАТ) Потенциал экономии, тыс. тут
Производство железной руды тыс. т 93000 кгут/т 11,1 5,1 560
Производство агломера­та железорудного тыс. т 57955 кгут/т 57,8 30,0 1611
Производство железорудных окатышей тыс. т 52177 кгут/т 18,5 15,7 145
Производство кокса металлургического тыс. т 27094 кгут/т 162,5 119,0 1179
Производство чугуна тыс. т 51797 кгут/т 610,3 395,9 11105
Производство кислород­но-конвертерной стали тыс. т 51249 кгут/т 44,8 24,0 1065
Производство электростали тыс. т 22050 кгут/т 96,2 51,1 994
Производство проката черных металлов тыс. т 61198 кгут/т 93,6 86 472
Производство электроферросплавов тыс. т 2392 кгут/т 955 700 610
Производство алюминия тыс. т 3356 кгут/т 1922 1538 1289
Производство глинозема тыс. т 2763 кгут/т 715 324 1079
Производство аммиака синтетического тыс. т 17900 кгут/т 1444 951 8825
Производство удобрений тыс. т 23623 кгут/т 173 86,8 2030
Производство этилена тыс. т 2990 кгут/т 710 426 849
Производство каучука синтетического тыс. т 1660 кгут/т 2632 279 3906
Производство целлюлозы тыс. т 8578 кгут/т 485 200 2444
Производство бумаги тыс. т 5380 кгут/т 326 241 456
Производство картона тыс. т 3986 кгут/т 277 215 246
Производство цемента тыс. т 53600 кгут/т 10 7 156
Производство клинкера тыс. т 41627 кгут/т 206 93 4704
Производство стекла тыс. т 2362 кгут/т 230 116 269
Производство кирпича тыс.т 22789 кгут/т 95 26 1573
Производство мяса и мясопродуктов тыс. т 7538 кгут/т 79 50 224
Производство хлеба и хлебопродуктов тыс. т 3526 кгут/т 161 89 254
Эффективные электродвигатели (промышленные производства) тыс. двига­телей 259,1 кВт-ч/ двигатель 800 666 4271
Регулируемый электро­привод (промышленные производства) тыс. двигателей 291,7 кВт-ч/ двигатель 764 573 6852
Эффективные системы сжатого воздуха млн м3 70268 кгут/1000 м3 11,9 8 277
Эффективные системы производства кислорода млн м3 13197 кгут/1000 м3 56,9 33 312
Эффективные системы промышленного освещения млн светиль­ников 141 кВт-ч/ светиль­ник 336 218 2040

Эффективные системы пароснабжения (промыш­ленные производства) тыс. тут 32328 % 27% 65% 12285
Экономия топлива в прочих промышленных производствах тыс. тут 26206 % 80% 100% 5241

Источник: Оценка ЦЭНЭФ-XXI на основе данных Росстата об объемах экономической деятельности и удельных расход энергии в 2018 г…и данных по параметрам ВАТ из истоников перечисленных ан стр. 7-9.

Потенциал снижения выбросов ПГ за счет изменений в сфере промышленных процессов и промышленной продукции показан в Главе 11. Суммарный потенциал снижения выбросов в промышленных процессах можно оценить в 66 млн СО2-экв.

Транспорт

Основные технологии повышения энергоэффективности на транспорте описаны кратко в табл. 6.7. Российская статистика дает сведения об удельных расходах энергии на отдельных видах транспорта: железнодорожном, трубопроводном (нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и газопроводы), городском электрическом транспорте (трамваи, троллейбусы и метро). В последние годы появились сведения об удельных расходах на автобусах и грузовиках, которые касаются только части парка, которая находится в эксплуатации у крупных и средних предприятий. Большая часть автобусов и грузовиков принадлежит частным предпринимателям. Часть удельных расходов дана в расчете на тыс.т-км брутто, то есть с учетом веса самого транспортного средства и его порожнего пробега (пробег, умноженный на вес транспортного средства), что затрудняет сравнение с показателями ВАТ, которые в зарубежной статистике даются в основном в расчете на пасс-км или т-км. Другая проблема заключается в сложности определения удельных расходов энергии по видам транспорта, по которым формы статотчетности не разделяют потребление энергии грузовым и пассажирским транспортом.

Таблица 6.7 – Краткая расшифровка укрупненных мероприятий по повышению энергоэффективности на транспорте

Название укрупненных мероприятий Описание мероприятий
Электротяга железнодорож­ного транспорта Замена изношенного парка оборудования на электровозы нового поколения со сниженным аэродинамическим сопротивлением, уменьшенной массой поездов, рекуперативным торможением и более эффективной тягой. Повыше­ние загрузки электровозов, применение более эффективных технологий управления и диспетчеризации и информационных технологий. Замена биметаллических подвесных тросов на медные (снижение потерь на 10-15%), применение параллельного секционирования. Дополнительные тяговые под­станции. Ремонт железнодорожных путей и строительство высокоскоростных магистралей. Использование вагонов облегченной конструкции, обеспечивающих повышение грузоподъемности; создание мотор-вагонного подвижного состава для пассажирских перевозок на скорости более 200 км/ч
Тепловозы и дизель-поезда Замена тепловозов и дизельпоездов на новые энергоэффективные модели
Электротяга поездов метрополитена Замена изношенного парка на поезда нового поколения со сниженным аэро­динамическим сопротивлением, уменьшенной массой и более эффективной тягой. Внедрение режима рекуперативного торможения и применение нако­пителей энергии, разработка энергосберегающих графиков движения поездов.
Электротяга трамваев, троллейбусов Замена парка трамваев и троллейбусов на более энергоэффективные модели, замена релейно-контакторной системы на транзисторную, реализация цифро­вых и энергоэффективных подходов для тяговых подстанций трамваев, трол­лейбусов и метрополитенов, зарядных станций для электробусов, применение инновационного оборудования, поддерживающего современные интерфейсы коммуникации, переход к линиям и низкопольным составам, которые не используют воздушную контактную сеть, применение гибридных систем ак­кумулирования энергии и литий-ионных батарей в комбинации с двухслойным конденсатором и др.
Газопроводный транспорт Оптимизация технологических режимов; модернизация или замена старых силовых агрегатов и компрессоров с КПД 24-28% на новые с КПД 32-39%; установка систем «улавливания» утечек газа при неработающих компрессо­рах; установка пневматического оборудования с низкими выбросами газа (для насосных установок непрерывного действия); совершенствование энергетиче­ских обследований и технического обслуживания клапанов и поверхностей трубопроводов, дистанционный контроль утечек газа; лазерные технологии при обнаружении и оценке утечек природного газа; установка пневматиче­ского оборудования с низкими выбросами газа (для насосных установок периодического действия); установка уплотнителей на поршневые компрессо­ры, применение поршневых компрессоров; установка сухого уплотнения на ротационные компрессоры, установка сепараторов на резервуары попутного газа и замена оборудования компрессорных станций; использование уходяще­го тепла выхлопных газов газоперекачивающих агрегатов; применение газодетандерных установок, преобразующих имеющиеся перепады давления на газораспределительных станциях. Технология транспорта газа с рабочим давлением до 11,8 МПа с внутренним гладкостным покрытием труб; совре­менные мощные регулируемые электроприводы; автоматизация технологиче­ских процессов; технологии ремонта трубопроводов под давлением; оптимизация технологических режимов; установка систем «улавливания» утечек газа при неработающих компрессорах; применение топливных элементов в системах электрохимической защиты линейной части магистральных газопроводов для питания систем катодной защиты телеметрии
Нефтепровод­ный транспорт Установка современных насосов и повышение качества внутренней поверхности трубопроводов, реконструкция и демонтаж изношенных участков трубопроводов
Перевод легковых автомобилей на гибридные аналоги Установка электрического двигателя-генератора; установка инвертора; установка высоковольтной аккумуляторной батареи; применение высоко­вольтных электрических кабелей; внедрение электронной системы управления двигателями; внедрение системы рекуперативного торможения; использование системы «автоматический старт/стоп»; применение конденсаторов и суперкон­денсаторов; применение устройства распределения энергии; внедрение систе­мы интегрированного управления динамикой автомобиля; внедрение системы охлаждения аккумуляторной батареи; внедрение системы регулирования температуры; внедрение системы изменения фаз газораспределения; внедрение системы рециркуляции отработавших газов; внедрение системы подогрева охлаждающей жидкости отработавшими газами; улучшение аэродинамических свойств; использование шин с пониженным сопротивлением качению; использование электропривода для вспомогательного электрооборудования
Перевод автобусов на гибридные аналоги Установка электрического двигателя-генератора; установка инвертора; установка высоковольтной аккумуляторной батареи; применение высоковольт­ных электрических кабелей; внедрение электронной системы управления двигателями; внедрение системы рекуперативного торможения; использование системы «автоматический старт/стоп»; применение конденсаторов и суперкон­денсаторов; применение устройства распределения энергии; внедрение систе­мы интегрированного управления динамикой; внедрение системы охлаждения аккумуляторной батареи; внедрение системы регулирования температуры; внедрение системы изменения фаз газораспределения; внедрение системы рециркуляции отработавших газов; внедрение системы подогрева охлаждаю­щей жидкости отработавшими газами; улучшение аэродинамических свойств; использование шин с пониженным сопротивлением качению; использование электропривода для вспомогательного электрооборудования. Тяговое электроснабжение городского транспорта. Развитие зарядной инфраструктуры для электробусов
Перевод грузовых автомобилей на гибридные аналоги Установка электрического двигателя-генератора; установка инвертора; уста­новка высоковольтной аккумуляторной батареи; применение высоковольтных электрических кабелей; внедрение электронной системы управления двигателя­ми; внедрение системы рекуперативного торможения; использование системы «автоматический старт/стоп»; применение конденсаторов и суперконденсато­ров; применение устройства распределения энергии; внедрение системы интегрированного управления динамикой автомобиля; внедрение системы охлаждения аккумуляторной батареи; внедрение системы регулирования тем­пературы; внедрение системы изменения фаз газораспределения; внедрение системы рециркуляции отработавших газов; внедрение системы подогрева охлаждающей жидкости отработавшими газами; улучшение аэродинамических свойств; использование шин с пониженным сопротивлением качению; использование электропривода для вспомогательного электрооборудования

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

Оценка технического потенциала экономии энергии на транспорте показана в табл. 6.8.

Таблица 6.8 – Технический потенциал экономии энергии на транспорте

Единицы измерения Объем экономической деятельности Единицы измерения Удельный расход в 2018 г. Практический минимум (ВАТ) Потенциал экономии, тыс. тут
Электротяга железнодорожного транспорта 10 млн ткм брут 384207 кгут/10тыс.ткм брут 11,4 10,3 438
Тепловозы и дизельпоезда 10 млн ткм брут 83584 кгут/10тыс.ткм брут 36,2 32,6 303
Электротяга поездов метрополитена млн ткм брут 41286 кгут/тыс.ткм брут 5,8 4,1 72
Электротяга трамваев млн ткм брут 8279 кгут/тыс.ткм брут 14,3 7,3 58
Электротяга троллейбусов млн.ткм брут 8307 кгут/тыс.ткм брут 16,3 13,0 27
Газопроводный транспорт млн м3км 1413708 кгут/млн м3км 24,5 17,1 10384
Нефтепроводный транспорт тыс.ткм 1175465 кгут/тыс.ткм 1,4 1,20 199
Перевод легковых автомобилей на гибридные аналоги тыс. ед. 46887 тут/автом/ год 0,77 0,26 24125
Перевод автобусов на гибридные аналоги тыс. ед. 896 тут/автом/ год 6,7 3,67 2692
Перевод грузовых автомобилей на гибридные аналоги тыс. ед. 6434 тут/автом/ год 3,90 2,15 11291

Источники: Оценки ЦЭНЭФ-XXI по данным форм статистической отчетности за 2016-2018 гг.; база данных ГИБДД, «4-ТЭР», формы электробаланса; IEA. Energy efficiency. 2017; Иванов Б.И. Энергоэффективные решения для российских железных дорог. Энергосбережение. № 8. 2013; ENERGY USE IN THE APEC REGION. TRENDS AND OPTIONS Asia Pacific Energy Research Centre. Institute of Energy Economics, Japan. 2007; Schlömer S., T. Bruckner, L. Fulton, E. Hertwich, A. McKinnon, D. Perczyk, J. Roy, R. Schaeffer, R. Sims, P. Smith, and R. Wiser, 2014: Annex III: Technology-specific cost and performance parameters. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA; The Trolleybus as an Urban Means of Transport in the Light of the Trolley Project. Edited by M. Wołek and O. Wyszomirski. The CENTRAL EUROPE Programme co-financed by the ERDF. Gdansk. 2013; Jovanović, S.S., et al.: THEORETICAL ANALYSIS OF THE CUMULATIVE COSTS OF DIFFERENT DIESEL BUS ALTERNATIVES FOR A PUBLIC TRANSPORT IN THE CITY OF BELGRADE. THERMAL SCIENCE, Year 2017, Vol. 21, No. 1B; Trolleybus Intermodal Compendium. The TROLLEY Project implemented through the CENTRAL EUROPE Programme co-financed by the ERDF (www.central2013.eu).www.trolley.www.trolley).; thinkstep AG GHG Intensity of Natural Gas Transport. Comparison of Additional Natural Gas Imports to Europe by Nord Stream 2 Pipeline and LNG Import Alternatives; Хворов Г.А. Анализ реализации потенциала энергосбережения в магистральном транспорте газа ПАО «Газпром» за период 2011–2016 гг. Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ; ЦЭНЭФ-XXI. ОТЧЕТ о ВЫПОЛНЕНИи РАБОТы ПО СОЗДАНИЮ ПИЛОТНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ АВТОТРАНСПОРТОМ В ГОРОДЕ КАЛИНИНГРАДЕ. Этап 1. Анализ информации, необходимой для создания системы мониторинга выбросов парниковых газов автотранспортом. Москва, декабрь 2015 г.; IEA. INTERNATIONAL COMPARISON OF LIGHT-DUTY VEHICLE. FUEL ECONOMY 2005-2015. Ten years of fuel economy benchmarking. Working Paper 15.

Здания и ЖКХ

Основные технологии повышения энергоэффективности в зданиях и ЖКХ представлены кратко в табл. 6.9. В отношении ЖКХ рассмотрены только технологии в водоснабжении и уличном освещении. Технологии теплоснабжения уже были рассмотрены выше. Все здания делятся на жилые и общественные (сфера услуг). При этом учитывается, что значительная часть помещений сферы услуг расположена в жилых зданиях.

Таблица 6.9 – Краткая расшифровка укрупненных мероприятий по повышению энергоэффективности в зданиях и ЖКХ

Название укрупненных мероприятий Описание мероприятий
Регулируемый привод и эффективные двигатели в водоснабжении Повышение эффективности использования электрической энергии за счет внедрения эффективных электродвигателей и оптимизации систем работы электродвигателей, внедрения частотно-регулируемого привода; организация оперативного контроля за технологическими параметрами работы водозаборов, оптимизация работы насосных станций, приведение сооружений в технически исправное состояние, восстановление эксплуатационных свойств, пропускной способности трубопроводов для обеспечения надежного водоснабжения, обеспечение стабильного давления в сетях водоснабжения в период максимального водоразбора, снятие перегрузок с магистральных водоводов и насосного оборудования, производство биогаза на очистных сооружениях
Уличное освещение Замена светильников с лампами ДРЛ на светильники с лампами ДНаТ с ЭПРА, замена светильников с лампами ДРЛ на светодиодные, внедрение АСКУЭ, внедрение АСУНО.
Модернизация централизованно отапливаемых зданий (сфера услуг) Ремонт крыши (с утеплением и гидроизоляцией), ремонт подвала (с утеплением пола подвала); тепловая изоляция (утепление) наружных стен; установка современных энергоэффективных окон; ремонт наружных входных дверей в подъездах с установкой доводчиков (обеспечение автоматического закрывания дверей), установка второй двери в тамбурах входных дверей зданий, полная реконструкция системы отопления (замена трубопроводов с тепловой изоляцией в подвале или на чердаке; замена вертикальных стояков и подводящих трубопроводов к отопительным приборам; замена отопительных приборов в квартирах и местах общего пользования), установка автоматизированного индивидуального теплового пункта (АИТП) вместо элеваторных узлов в здании, установка балансировочных клапанов (вентилей) на вертикальных стояках системы отопления, установка терморегулирующих клапанов (терморегуляторов) на отопительных приборах в квартирах здания, установка тепло­отражающих экранов за отопительными приборами здания, установка приборов учета потребления тепловой энергии (теплосчетчика)
Модернизация систем горячего водоснабжения (сфера услуг) Замена газовых водонагревателей на энергоэффективные, монтаж циркуляционного трубопровода горячей воды, установка регулятора температуры в системе ГВС и датчика температуры, утепление трубопроводов ГВС, капитальный ремонт системы ГВС по подвалу, капитальный ремонт системы ГВС по стоякам, установка водосберегаю­щих душевых головок, установка водосберегающих фасетных насадок на кран, установка приборов учета потребления горячей воды
Системы пищеприготовления (сфера услуг) Замена газовых и электрических плит на энергоэффективные с классом потребления не ниже «А+»
Эффективные газовые котлы (сфера услуг) Замена старых котельных со средним КПД 75% на новые со средним КПД 92%, установка приборов учета потребления природного газа
Эффективные системы освещения (сфера услуг) Установка датчиков присутствия и таймеров в местах общего пользования, полная замена люминесцентных ламп стандарта Т12 и Т8 на лампы стандарта Т5, замена ламп накаливания в местах общего пользования на компактные люминесцентные лампы, замена физически изношенных общедомовых электрических сетей (проводки) и оборудования вводно-распределительных устройств (ВРУ)
Закупки энергоэффек­тивного оборудова­ния (сфера услуг) Закупки энергопотребляющего оборудования высоких классов энергоэффективности (с классом потребления не ниже «А») для организаций сферы услуг
Модернизация централизованно отапливаемых жилых зданий Установка приборов учета тепловой энергии; внедрение систем регулирования потребления тепловой энергии, включая монтаж АИТП/АУУ; балансировка внутридомовой системы отопления, включая установку вентилей на главных опускных трубопроводах; установка термостатических вентилей на радиаторах; теплоизоляция трубопроводов отопления; утепление стен, чердачных и подвальных помещений; герметизация межпанельных стыков; утепление входных и квартирных дверей; дополнительное секционирование тамбуров; установка доводчиков; установка заслонок и дверей в проемах чердачных помещений; замена окон на энергоэффективные аналоги; установка теплоотражателей за радиаторами; использование теплоотражающей пленки на окнах; гидрохимическая промывка систем отопления; перевод системы кондиционирования воздуха из режима работы при постоянном объеме в режим работы при переменном расходе воздуха; просушка утеплителей чердачного помещения; внедрение системы подогрева приточного воздуха теплом от вытяжной вентиляции; применение реверсивных тепловых насосов для отопления/кондиционирования; использование солнечных коллекторов в качестве дополнительного источника тепловой энергии, направляемой на отопление; исключение сквозняков и продувов в шахтах лифтов; применение контроллеров в управлении вентилируемых систем.
Модернизация индивидуально отапливаемых жилых зданий Установка приборов учета природного газа; установка энергоэффективных котлов; утепление стен, чердачных и подвальных помещений; утепление входных дверей; замена окон на энергоэффективные аналоги; установка теплоотражателей за радиаторами; использование теплоотражающей пленки на окнах; просушка утеплителей чердачного помещения; применение реверсивных тепловых насосов для отопления/кондиционирования; использование солнечных коллекторов в качестве дополнительного источника тепловой энергии, направляемой на отопление.
Модернизация систем горячего водоснабжения Установка приборов учета горячей воды; теплоизоляция стальных трубопроводов ГВС или замена на пластиковые аналоги, в т.ч. циркуляционных трубопроводов; использование обратной сетевой воды для подогрева; использование солнечных коллекторов в качестве дополнительного источника тепловой энергии, направляемой на горячее водоснабжение; выявление мест утечек горячей воды; замена старой сантехники и установка водосберегающей сантехарматуры; установка регуляторов давления и температуры в системе ГВС.
Замена БЭП на энергоэффективные Отключение электроприборов от сети при их неиспользовании вместо перевода в режим ожидания; замена электробытовых приборов на новейшие образцы высоких классов энергоэффективности.
Модернизация систем освещения в жилых домах Замена ламп накаливания в системах освещения на энергосберегающие аналоги; рационализация расположения источников света в помещениях и локализация освещения; автоматическое регулирование освещения путём использования сенсоров освещенности помещений с учётом естественной освещенности; автоматическое включение/выключение освещения за счёт использования датчиков присутствия в помещениях (особенно во вспомогательных, складских, подвальных и других помещениях); замена электромагнитных пускорегулирующих аппаратов на электронные аналоги в системе наружного освещения жилых зданий; использование солнечных коллекторов в качестве источника электрической энергии, направляемой на освещение.
Системы бытового пищеприготовления Замена старого газового кухонного оборудования на энергоэффективные аналоги и оптимизация режима их работы; замена электрического кухонного оборудования (электроплиты, вытяжки, микроволновые печи и т.п.) на энергоэффективные аналоги и оптимизация режима их работы.

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

В российской статистике нет многих данных по удельным расходам энергии, используемой для разных процессов в зданиях. В расчетах использовались оценки ЦЭНЭФ-XXI[37] и данные Минэнерго[38], а также обработанные ЦЭНЭФ-XXI результаты сотен обследований жилых зданий и организаций бюджетной сферы. При сравнении с ВАТ (табл. 6.10) учитывалась разница в климатических условиях и др. факторы.

Что касается BAT в секторе зданий, то сегодня уже построено достаточно много так назы­ваемых «пассивных зданий», которые практически не имеют систем отопления, и основная часть потребляемого в них тепла – это тепло, выделяемое жителями и бытовыми приборами. По технологии «пассивных зданий» строятся не только индивидуальные жилые здания, но и МКД, а также здания сферы услуг. Поэтому в сфере отопления «пассивные здания» используются в качестве ВАТ. Удельные расходы на цели отопления для них определены на основе показателей для стран с холодным климатом: 30-40 кВт-ч/м2/год.[39] Это соответствует достигнутым для МКД в Швеции значениям – 40 кВт-ч/м2/год.[40] Именно последняя цифра использована в расчетах для МКД и зданий сферы услуг. Потенциал экономии энергии в системах освещения, приготовления пищи и БЭП оценен на основе данных по ВАТ МГЭИК.[41]

Таблица 6.10 – Технический потенциал экономии энергии в зданиях и ЖКХ

Единицы измерения Объем экономической деятельности Единицы измерения Удельный расход в 2018 г. Практический минимум (ВАТ) Потенциал экономии, тыс. тут
Регулируемый привод и эффективные двигатели в водоснабжении млн кВт-ч 20416 % 100% 75% 628
Уличное освещение млн кВт-ч 4108 % 100% 70% 152
Модернизация централизованно отапливаемых зданий (сф.-у) тыс. м2 893504 кгут/м2 16,4 4,9 10257
Модернизация систем горячего водоснабжения (сф.-у) тыс. м2 141496 кгут/м2 3,40 2,0 198
Системы пищеприготовления (сф.-у) тыс. м2 366841 кгут/м2 0,8 0,4 147
Эффективные газовые котлы (сф.-у) тыс. м2 357164 кгут/м2 33,4 27,2 2204
Эффективные системы освещения (сф.-у) тыс. м2 992122 кВт-ч/м2 19,8 9,9 1208
Закупки энергоэффективного оборудования (сф.-у) тыс. м2 992122 кВт-ч/м2 52,0 26,0 3173
Модернизация централизованно отапливаемых жилых зданий тыс. м2 2530198 кгут/м2 22,6 3,7 47846
Модернизация индивидуально отапливаемых жилых зданий тыс. м2 1249504 кгут/м2 43,2 4,9 44734
Модернизация систем горячего водоснабжения тыс. чел. 146794 тут/чел 0,183 0,073 16136
Замена БЭП на энергоэффективные тыс. чел. 146794 тут/чел 0,103 0,062 6071
Модернизация систем освещения в жилых домах тыс. ламп 650215 кВт-ч/кв.м 4,0 1,0 134
Системы бытового пищеприготовления тыс. м2 3779702 кгут/м2 3,0 0,9 7937

Источник: ЦЭНЭФ-XXI по данным форм статистической отчетности за 2018 г. «4-ТЭР», формы электробаланса, «1-жилфонд», «22-ЖКХ»; IEA. Energy efficiency. 2018; Минэнерго России. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ДОКЛАД о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации в 2016 г. Москва, 2017 г.; Lucon O., D. Urge-Vorsatz, A. Zain Ahmed, H. Akbari, P. Bertoldi, L. F. Cabeza, N. Eyre, A. Gadgil, L. D. D. Harvey, Y. Jiang, E. Liphoto, S. Mirasgedis, S. Murakami, J. Parikh, C. Pyke, and M. V. Vilarino. 2014: Buildings. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kander, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA; ЦЭНЭФ-XXI. Анализ сектора недвижимости России. Выявление необходимости в изменении системы регулирования сферы энергоэффективности. Этап I. Выполнено по проекту: Анализ сектора недвижимости России. Выявление необходимости в изменении системы регулирования сферы энергоэффективности. Инициатором проекта выступила ассоциация Росизол. Проект реализован при поддержке ассоциаций Росизол, НАППАН и АППП. Москва, май 2014 г.; http://www.intense-energy.eu/fileadmin/content/broshures/05_ PassiveHouse.pdf; www.mdpi.com/2075-5309/5/4/1207/pdf.

Оценка потенциала применения ВИЭ

Задача оценки потенциала ВИЭ представляет собой нетривиальную проблему, связанную с выбором методического инструментария. Традиционно ресурсный потенциал ВИЭ делят на валовой, технический и экономический с разбивкой по технологиям. В отличие от ископаемого топлива, ВИЭ постоянно пополняются, поэтому их ресурсы измеряются в привязке к временн***о***му (обычно годовому) периоду. Оценки потенциала ВИЭ, произведённые разными авторами, различаются, однако практически все исследования такого рода показывают, что ресурсов возобновляемых источников в России кратно больше, чем ископаемых.[42] В энергетическом эквиваленте совокупные возобновляемые ресурсы энергии России оцениваются на уровне 151,5×106 млрд кВт-ч/год[43] (для сравнения: потребление электрической энергии в России в 2017 г. составило 1059,5 млрд кВт-ч, что на пять порядков меньше. Это так называемый валовый, или теоретический, потенциал – годовой объём энергии, содержащийся в ВИЭ при полном её превращении в полезно используемую энергию.

Валовый потенциал ветровой энергии страны – это среднемноголетняя суммарная энергия ветра, которая теоретически доступна для использования на площади региона в течение одного года. Страна рассматривается как совокупность зон, в каждой из которых удельная мощность ветровой энергии, а также географические, климатические и погодные условия, являются условно однородными по всей площади зоны. Валовый потенциал Wв региона, кВт-ч/год, представляет собой сумму валовых потенциалов составляющих его зон. Реализовать имеющийся валовый потенциал ветра можно только с помощью ветроэнергетических установок, но при их установке необходимо будет соблюдать некоторые правила и требования, регулирующие их размещение относительно друг друга и относительно территории региона.[44] Поэтому очевидно, что валовый потенциал не может быть использован полностью. Уровень потенциала энергии ветра, который можно использовать фактически, называется техническим.

Технический потенциал ветровой энергии – это суммарный объём электрической энергии, который может быть получен за счет использования валового потенциала ветровой энергии, исходя из достигнутого технологического уровня развития средств преобразования энергии ветра в электричество и соблюдения экологических норм. Так же, как и валовый потенциал, технический потенциал страны представляет собой сумму технических потенциалов составляющих его отдельных зон.

Технический потенциал зависит в первую очередь от параметров ВЭУ, используемой для расчёта, среднегодовой скорости ветра в зоне на высоте оголовка, а также части площади зоны, пригодной для сооружения установки. Он может быть определён по формуле:

WТ = WВ·Ср·ηг·ηр· Sт/S,

где:

Ср – коэффициент использования энергии ветра,

ηг – КПД генератора ВЭУ,

ηр – КПД редуктора ветроустановки,

Sт – площадь зоны (региона), на который с учетом технических и экологических ограничений возможно размещение ветроустановок.

КПД генератора ВЭУ изменяется в соответствии со сложным законом Жуковского-Бетца от максимального значения, равного 0,593, до минимального (порядка 0,05). Достигнутое максимальное значение сегодня составляет 0,4-0,45. Для целей оценки технического потенциала принято значение коэффициента 0,2. Значение КПД редуктора ВЭУ можно условно принять равным 0,9. Что касается площади зоны, на которой могут устанавливаться ВЭУ, то в литературе встречаются различные оценки: от 10 до 40% всей площади зоны. Рекомендуемое значение Sт равно 12%. Исходя из определенных выше значений индикаторов в формулах расчёта, технический потенциал ветровой энергии в России может быть оценен на уровне 52,2х103 млрд кВт-ч, что в 50 раз превосходит сегодняшнее суммарное годовое производство электроэнергии в стране.

Экономический потенциал ветровой энергии – это величина годового поступления электрической энергии от использования региональных ВЭУ, получение которой экономически оправданно при существующем уровне цен на электроэнергию и затрат на строительство и эксплуатацию ветростанций. Если в стране или регионе действует та или иная система поддержки, то её параметры также должны учитываться. Уровень поддержки ветроэнергетики в регионе или стране влияет на объём экономического потенциала.

Солнечная энергия лидирует по объёму своего ресурсного потенциала среди остальных видов ВИЭ. С учётом размеров территории России можно смело утверждать, что «запасы» солнечной энергии, которые имеются у страны, превышают многократно не только нынешние, но и будущие потребности в энергии. Так же как и для ветроэнергетического потенциала, степень использования валового потенциала солнечной энергии в стране будет зависеть от эффективности работы солнечных энергоустановок, преобразующих световую энергию Солнца в электрическую или тепловую.

По принципу преобразования солнечной энергии можно выделить следующие направления солнечной энергетики:

  • концентраторное (concentrated solar power – CSP). В этом случае преобразование солнечной энергии происходит в результате концентрации солнечного излучения с помощью оптических зеркал и дальнейшее его преобразование в электричество. Чаще всего таким образом нагревают жидкость, получают пар и направляют его на турбину с генератором, как на обычной тепловой электростанции;

  • фотоэлектрическое преобразование (photovoltaic – PV). В этом случае электроэнергию получают с помощью прямого преобразования солнечной световой энергии в электрическую;

  • химическая энергия. Благодаря процессам фотокатализа в химическом реакторе или таким реакциям, как природный фотосинтез, солнечная энергия может быть преобразована в химическую энергию.

В последние десятилетия мировая солнечная энергетика развивается высокими темпами, солнечные электростанции становятся частью энергетической инфраструктуры многих стран. Но преобладающей на сегодня технологией преобразования энергии Солнца в электрическую и в мире, и в России является фотоэлектрическое преобразование или, как её ещё называют, фотовольтаика. Преобразование энергии в фотоэлементе солнечной панели основано на фотоэлектрическом эффекте, который возникает в неоднородных полупроводниковых структурах при воздействии на них солнечного излучения. Фотоэффектом называется освобождение (полное или частичное) электронов от связей с атомами и молекулами вещества под воздействием света, инфракрасного и ультрафиолетового излучения. Такое освобождение электронов от связей позволяет сформировать их поток, что, собственно, и становится электрическим током в фотоэлементе и панели.

Мини ГЭС.В России к малой гидроэнергетике относят ГЭС, мощность которых не превышает 30 МВт, при этом мощность одной турбины с генератором составляет менее 10 МВт. Такие ГЭС, в свою очередь, делятся на: микро-ГЭС (мощностью от 1,5 до 100 кВт); малые ГЭС (мощностью от 100 кВт до 30 МВт). Технический потенциал малой гидроэнергетики России равен 357 млрд кВт-ч в год. В 2018 г. на территории России действовало около 120 малых ГЭС суммарной мощностью до 700 МВт и годовой выработкой электроэнергии около 3,5 млрд кВт-ч/год. То есть сегодня в РФ используется только 1% технически возможного к освоению энергопотенциала малых рек. Несмотря на принятые Правительством РФ решения по мерам поддержки ВИЭ, и в т.ч. поддержки строительства малых ГЭС, темпы развития малой гидроэнергетики неоправданно отстают от других видов ВИЭ.

Россия располагает значительными разведанными запасами геотермальных ресурсов. Наиболее высокие значения температурных градиентов до 0,3-0,5 К/м имеются в районах современной вулканической деятельности – там, где геотермальный флюид выходит на поверхность. В России к таким районам относится Камчатка и острова Курильской гряды. Здесь уже на глубине 250-300 м пластовые температуры могут достигать 200°С. На Северном Кавказе, богатом термальными водами, где породы носят не вулканический, а осадочный характер, геотермический градиент составляет 0,03-0,05 К/м, в то время как для Русской платформы в среднем его значение 0,02-0,025 К/м, для Сибирской платформы – 0,017 К/м, а на Урале – 0,012 К/м.[45]

Биогаз – это газ, получаемый в результате анаэробного (в отсутствие кислорода) разложения органических веществ с помощью бактерий. Биогаз обычно состоит на 50-65% из метана и на 35-40% из углекислого газа. Также в нём могут содержаться водород, азот и его соединения, кислород, оксиды кремния и соединения серы, однако их содержание в биогазе обычно не превышает 5%. Свалочный газ образуется на мусорных свалках (полиго­нах ТКО) за счёт разложения отходов, не обязательно органических. Его добывают с помощью бурения скважин в теле свалок и отбора выделяющегося газа через перфориро­ванные трубы, вставленные в эти скважины. Отходы, которые подвергаются анаэробному разложению в метантенках, мы будем относить не к свалочному газу, а к биогазу.

Россия обладает значительным потенциалом производства биогаза: 90 млрд м3, что при 60% содержании в нем метана эквивалентно примерно 600 млрд кВт-ч энергии[46] (табл. 6.11). В случае применения газопоршневых установок с КПД по электроэнергии 50% из этого объема можно произвести около 300 млрд кВт-ч.

Таблица 6.11 – Потенциал производства биогаза в регионах РФ

Субъекты РФ Годовая выработка осадка ТБО 50% влажности Осадки сточных вод Птицеводство Животноводство Растениеводство Перерабатывающая промышленность Всего
Центральный ФО тыс. т 16836,1 3647,8 4452,7 65131,6 23762,9 8197,3 122028,4
Центральный ФО тут 3367,2 261,4 318,8 2870,0 9832,3 1500,7 18150,3
Северо-Западный ФО тыс. т 5949,7 1289,1 2054,6 17693,7 1701,1 2169,6 30857,7
Северо-Западный ФО тут 1189,9 92,4 151,2 806,9 617,3 87,5 2945,2
Южный ФО тыс. т 6069,2 1315,0 1914,6 31712,7 33698,2 5315,4 80025,2
Южный ФО тут 1213,9 94,2 137,6 1721,1 14405,5 1914,5 19486,8
Северо-Кавказский ФО тыс. т 4159,6 901,3 1100,2 31748,8 9732,7 2134,9 49777,4
Северо-Кавказский ФО тут 831,9 64,6 77,8 1749,2 4258,4 654,2
Приволжский ФО тыс. т 13096,4 2837,6 5312,0 105789,6 35604,4 7143,0 169783,0
Приволжский ФО тут 2619,3 203,3 379,3 5811,5 16430,7 2185,0 27629,09
Уральский ФО тыс. т 5292,2 1146,7 1683 23022,1 4514,4 1089,8 36748,2
Уральский ФО тут 1058,4 82,2 120,5 989,3 1999,8 241,6 4491,8
Сибирский ФО тыс. т 8433,4 1827,2 3349,2 72792,5 16449,5 3051,0 105902,8
Сибирский ФО тут 1686,7 130,9 239,3 3367,0 7487,4 739,5 13650,7
Дальневосточный ФО тыс. т 2755,9 597,1 511,1 7322,6 991,1 68,6 12246,4
Дальневосточный ФО тут 551,2 42,8 39,2 314,1 342,9 23,8 134,0
Российская Федерация тыс. т 62592,5 13561,7 20377,4 355213,6 126454,3 29169,6 607369,0
Российская Федерация тут 12518,5 971,8 1463,6 17629,0 55374,3 7346,73 95303,9

Источник: по данным Института энергетической стратегии РАН.

Наибольшей ресурсной базой для производства биогаза располагают: Приволжский ФО – 29,0%; Южный ФО – 20,4%; Центральный ФО – 19,0% и Сибирский ФО – 14,3%. Наибольшим потенциалом выработки биогаза обладают предприятия агропромышленного комплекса, включая животноводство и птицеводство, переработка ТБО и осадка сточных вод и перерабатывающая промышленность.

Другим перспективным источником тепла и электроэнергии в России являютcя отходы[47] лесного хозяйства и лесопереработки в регионах. Основным вариантом энергетического использования древесной биомассы в России являются её прямое сжигание, но предлагается также использование технологий пиролиза и газификации. В соответствии с видами основного производства и местами образования отходов появились и технологии их использования. Основные процессы – прямое сжигание и производство древесных гранул (пеллет). Для каждого вида топлива и энергии оценивается валовый, технический и экономический ресурсный потенциал.

Технический потенциал использования отходов лесозаготовки и деревопереработки был рассчитан институтом Энергетической стратегии и опубликован ещё в 2007 г. Используя актуальные данные статистики, необходимо скорректировать индикатор потенциала в соответствии с объёмом лесозаготовок и деревопереработки, достигнутым, например, в 2017 г.[48] Общий запас древесины тогда составил 82,8 млрд м3, незначительно изменившись с 1988 г. (81,9 млрд м3). Потенциал отходов деревопереработки в 2017 г. увеличился до 11,75 млн тут. Общий потенциал отходов лесозаготовки и деревопереработки, по данным статистики, составляет около 20 млн тут, а по некоторым другим экспертным оценкам – около 28 млн тут.

Масштабы и объёмы ресурсного потенциала ВИЭ в России таковы, что позволяют ввести любой объём генерирующих мощностей на основе ВИЭ в пределах существующих и будущих объёмов потребления электроэнергии в стране. Короче говоря, ресурсных ограничений для развития возобновляемой энергетики в стране нет. Анализируя степень возможной реализации ресурсного потенциала ВИЭ, следует ограничиться двумя аспектами. Первый связан с соотнесением объёма этого потенциала по технологиям с объёмами вводов. Второй привязан к соотнесению объёма этого потенциала и принципиально возможного максимального объёма вводов генерирующих мощностей для освоения потенциала, имеющегося в конкретных зонах.

Потенциал сокращения объема выбросов парниковых газов в секторе ЗИЗИЛХ

Оценка потенциала сокращения выбросов ПГ при условии реализации базового сценария, предусмотренного государственной программой «Развитие лесного хозяйства», проведена на основе предварительных прогнозных оценок, представленных выше. В табл. 6.12 представлены величины изменений баланса парниковых газов в секторе ЗИЗИЛХ при сравнении прогнозных показателей 2030 г. с базовым годом (1990 г.) и средними значениями за период 2008-2017 гг.

Таблица 6.12 – Потенциальные изменения баланса парниковых газов в секторе ЗИЗИЛХ в 2030 г. по сравнению с 1990 г. и с 2008-2017 гг.

Компоненты баланса парниковых газов Потенциал сокращения (-) /увеличения (+) выбросов/поглощения парниковых газов, млн т СО2-экв., по отношению к 1990 г., По отношению к 2008-2017 гг.
Итого по постоянным лесным землям, в том числе: -464 -46
Поглощение CO2 лесами -185 22
Выбросы СО2 от сплошных рубок 22 212
Выбросы СО2 от деструктивных пожаров -317 -249
Выбросы CO2 от гибели древостоев от вредителей и болезней 9 2
Выбросы CO2 от гибели древостоев от климатических факторов 10 2
Выбросы CO2 от профилактических выжиганий 7 -20
Выбросы СН4 и N2O от всех типов природных пожаров -9 -12
Выбросы СН4 и N2O от профилактических выжиганий 1 -2
Выбросы СО2, СН4 и N2O от осушения заболоченных лесов -1 0
Земли, переведенные в лесные 3 0
Постоянные пашни, в том числе: -202 -17
Поглощение СО2 4 0
Выбросы CO2 от минеральных почв -180 -21
Выбросы СО2 при осушении -25 4
Выбросы СН4 при осушении -2 0
Земли, переведенные в пашни, СО2 25 6
Постоянные луга, СО2, в том числе -3 3
Накопление С в минеральных почвах, CO2 8 0
Выбросы СО2 от осушения -11 3
Земли, переведенные в луга, СО2 -53 31
Водно-болотные угодья (ВБУ), СО2, СН4, N2O -1 0
Поселения, CO2 -1 0
Земли, переведенные в поселения, CO2 1 0
Земли, переведенные в прочие земли, CO2 0 -9
Заготовленные лесоматериалы, CO2 11 -13
Итого по сектору ЗИЗИЛХ -685 -44

Источник:Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2.

Наибольшим потенциалом сокращения выбросов ПГ обладают противопожарные мероприятия, направленные на сокращение площади пожарных нарушений в лесах, однако эти меры компенсируются увеличением выбросов от лесозаготовок. В целом, в 2030 г. нетто-поглощение парниковых газов лесными землями будет на 464 млн т СО2-экв. выше по сравнению с 1990 г. и на 46 млн т СО2-экв. выше по сравнению со средними значениями нетто-поглощения за период 2008-2017 гг. (табл. 6.12).

Меньший потенциал сокращения выбросов ПГ характерен для других компонентов баланса ПГ. В целом, сектор ЗИЗИЛХ может обеспечить увеличение нетто-поглощения ПГ к 2030 г. на 685 млн т СО2-экв. по сравнению с 1990 г., а по сравнению со средними значениями этого показателя за период 2008-2017 гг. – на 44 млн т СО2-экв.

Одной из важнейших мер по сокращению выбросов ПГ является борьба с природными пожарами. Усиление мер пожарной безопасности в лесах (в том числе мер по предотвращению лесных пожаров, мониторингу пожарной опасности в лесах, оперативному обнаружению и быстрому тушению лесных пожаров) имеет большое значение для лесов России не только в качестве меры по адаптации экосистем к изменению климата, но и для существенного сокращения выбросов ПГ. Необходимо скорректировать планы по тушению лесных пожаров в связи с увеличением площади и частоты возникновения лесных пожаров в лесах. Выбросы ПГ от лесных пожаров в лесах составляют от 10 до 15% от общего объема антропогенных выбросов в России.[49] Таким образом, потенциал снижения выбросов ПГ в результате пожаров в России составляет в среднем около 220–420 млн т СО2-экв в год-1 .[50]

Совершенствование технологии лесозаготовок в лесах с использованием машин и механизмов, обеспечивающих минимальное нарушение подстилки и почвы, могут сократить ежегодные выбросы в стране на дополнительные 15–59 Мт CO2-экв в год-1.[51] Согласно существующим оценкам,[52] образование древесных отходов при лесозаготовках в России составляет от 40 до 50% биомассы деревьев. Сокращение этих потерь формирует потенциал смягчения в 61–76 Мт СО2-экв в год-1. Оптимизация объемов лесозаготовок и определение оптимального возраста спелости древостоев с целью обеспечения максимального накопления углерода в биомассе[53] может способствовать устойчивому управлению лесами и увеличению секвестрации углерода лесными насаждениями. Оценка соответствующего потенциала увеличения поглощения CO2 в лесах России требует дополнительного изучения.

С точки зрения эффективных мер по адаптации лесного хозяйства к изменению климата, во время лесовозобновления целесообразно заменить хвойные монокультуры смешанными насаждениями, что позволит формировать более устойчивые экосистемы перед лицом внешних воздействий.[54] Оценка вклада, который может внести эта адаптационная мера, еще не выполнена. Предварительные оценки для смешанных и широколиственных поясов европейской части России дают потенциал смягчения в диапазоне от 50 до 70 Мт CO2-экв. в год.[55]

Профилактические меры по предотвращению торфяных пожаров, связанные с обводнением осушенных торфяников, могут обеспечить сокращение выбросов на 0,1–0,3 Мт CO2-экв. в год.[56]

Производство лесоматериалов в Российской Федерации также имеет значительный потенциал по сокращению выбросов. Сокращение экспорта круглого леса и переход к экспорту продуктов из переработанной древесины может привести к дополнительному ежегодному накоплению углерода в пуле заготовленных лесоматериалов в объеме около 17–26 Мт CO2 в год.[57] Кроме того, увеличение вторичной переработки бумаги до 100% и производство долгоживущих изделий из древесины могут привести к ежегодному накоплению углерода в эквиваленте 51–79 Мт CO2 в год.[58]

При обезлесении, связанном с переводом лесных земель в нелесные, в рамках новой поправки к Лесному кодексу РФ (статья 63.1), действующей с 1 января 2019 года, необходимо проведение компенсационного лесоразведения на площади, равной площади обезлесения. Ожидается, что эта мера позволит обеспечить поглощение 0,2–0,4 Мт CO2 в год.[59]

По состоянию на 1 января 2018 г. площадь нарушенных земель в России составляла 1062,5 тыс. га, что на 3,9 тыс. га больше, чем в предыдущем году. При условии ежегодной рекультивации земель на площади около 50 тыс. га возможно поглощение до 13–19 Мт CO2 в год-1 в пуле органического вещества почв (Romanovskaya et al., 2019).

В пределах России общий потенциал сектора ЗИЗИЛХ может достигать 545–940 Мт CO2экв. в год, что составляет 21–35% текущих антропогенных выбросов парниковых газов в России.[60]

В лесном хозяйстве некоторые дополнительные меры еще количественно не оценены. К ним относятся увеличение возраста рубок главного пользования, увеличение доли выборочных рубок, формирование смешанных древостоев вместо одновидовых культур, минимизация повреждения сохраняющимся деревьям во время рубок, применение методов сохранения почвы и удобрение лесных почв с низким содержанием азота для стимулирования ежегодного прироста.[61] Все эти результаты смягчения должны быть количественно определены в будущих научных исследованиях.

Сельское хозяйство

Потенциал, сопряженный с повышением эффективности использования энергии в сельском хозяйстве показан в табл. 6.13. По сельскому хозяйству существенно меньше данных по ВАТ или НДТ. Удалось провести анализ только по двум технологиям. Удельный расход энергии на единицу продукции сильно зависит от продуктивности и климатических условий. Поэтому удельный расход для тракторов рассчитан на единицу работы. Удельный расход энергии в тепличном хозяйстве также сильно зависит от климатических условий. Статистика энергопотребления в сельском хозяйстве как России, так и других стран, развита недостаточно для получения оценок по более широкому набору укрупненных технологий. Потенциал, связанный с возможными объемами производства биогаза, показан ниже в разделе по ВИЭ.

Таблица 6.13 – Технический потенциал экономии энергии в сельском хозяйстве

Единицы измере­ния Объем эко­номической деятель­ности Единицы измерения Удельный расход в 2018 г. ВАТ Потенциал экономии, тыс. тут
Топливная экономич­ность тракторов тыс. ед. 140710 кгут/га 16 7 1324,4
Тепличное хозяйство тыс. м3 49271 кгут/м3 23 12 566,6

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

Потенциал производства биогаза равен в птицеводстве 1,5 тыс. тут, в животноводстве – 17,6 тыс. тут, в растениеводстве – 55,4 тыс. тут (см. табл. 6.11).

Интенсификация сельского хозяйства представляет собой одну из основных мер по сокращению выбросов ПГ для пахотных земель, сенокосов и пастбищ. В то же время потеря углерода в почве на пахотных землях должна быть сведена к нулю в результате оптимального применения органических удобрений и уменьшения потерь от эрозии и дефляции. Потенциал сокращения ежегодных выбросов CO2 от этих видов деятельности в России составляет около 101–159 Мт CO2экв в год-1 для сельскохозяйственных угодий.[62] Предотвращение травяных пожаров на сенокосах и пастбищах обеспечит сокращение выбросов парниковых газов на 0,5–1,5 Мт CO2экв. в год-1.[63] Потенциальное накопление углерода в почвах лугов может быть в два раза выше (до 13–19 Мт CO2экв. в год-1).[64] Меры по сокращению выщелачивания азота применяемыми минеральными и органическими удобрениями могут сократить ежегодные выбросы парниковых газов в стране на дополнительные 4–8 Мт CO2экв. в год-1.[65] Побочные выгоды такой системы управления земельными ресурсами помогут обеспечить продовольственную безопасность в стране, а также увеличат адаптивный потенциал сельскохозяйственных земель.

Помимо перечисленных выше, существуют дополнительные возможности для сокраще­ния выбросов ПГ и поглощения СО2. На пахотных землях эти меры включают сокращение посевных площадей, применение безотвальной технологии обработки почвы, внедрение севооборота с включением растений с глубокими корневыми системами, растений из семейства бобовые, многолетних растений; внесение в почву органических материалов (остатков сельскохозяйственных культур и навоза).[66] Перспективным является также внесение в почву биоугля, который способствует улучшению качества почвы и накоплению в ней стабильного углерода.[67] Эти меры могут не только уменьшить потери углерода в почве на пахотных землях в России, но и будут способствовать накоплению углерода, что позволит пахотным угодьям перейти от источника CO2 в устойчивый поглотитель углерода и улучшенный резервуар для хранения углерода. Потенциальное накопление углерода на пахотных землях требует дальнейшей количественной оценки.

Эффективной мерой по сокращению выбросов метана от молочных коров является замена низкопродуктивных пород на высокопродуктивные. Среди высокопродуктивных пород коров выделяют: голштинскую, черно-пеструю, холмогорскую, голландскую, ярославскую и др. Ежегодно одна особь черно-пестрой коровы дает порядка 7-8 тыс. литров молока, жирность которого находится в пределах 3,2–4%, одна особь коровы ярославской породы ежегодно дает 6 тыс. кг молока, жирностью 4,5%. Потенциал сокращения выбросов метана при повышении продуктивности производства молока в РФ составляет 13,3 млн т CO2экв. В случае сокращения поголовья свиней потенциал сокращения выбросов от внутренней ферментации составит 8,21 тыс. т CO2экв.

Сокращению прямой эмиссии закиси азота от сельскохозяйственных земель могут способствовать мероприятия по применению медленнодействующих азотных удобрений, содержащих ингибиторы процесса нитрификации, а также соблюдение сроков, норм и способов внесения удобрений в почву. Потенциал сокращения косвенных выбросов закиси азота от сельскохозяйственных земель составит 2,2 млн т CO2экв. в случае применения мер по уменьшению вымывания азота вносимых минеральных и органиче­ских удобрений. К основным мерам по снижению вымывания азота из почвы относятся применение удобрений с учетом почвенно-климатических условий, дробное внесение азотных удобрений на почвах легкого гранулометрического состава в период вегетации растений, соблюдение сроков внесения удобрений и регулирование поливного режима.

Отходы

В отношении отходов оценен потенциал производства биогаза, который для ТБО 50%-ной влажности получен равным 12,5 тыс. тут, а для обработки осадков сточных вод – примерно 1 тыс. тут (см. табл. 6.11). Оценка потенциала снижения выбросов ПГ в секторе отходов получена как разница выбросов ПГ в базовом сценарии (Глава 10) и сценарии «1,5 грудуса» (глава 13).

Интегрированная оценка потенциала по снижению суммарных нетто выбросов парниковых газов Российской Федерации

Интегрированная оценка потенциала снижения выбросов ПГ по следующим составляющим:

  • снижение выбросов ПГ за счет совершенствования технологий использования энергии (повышение энергоэффективности);

  • снижение выбросов ПГ за счет замещения топлив в электро- и теплоэнергетике и за счет использования безуглеродных источников энергии (АЭС, ГЭС, ВИЭ, биомассы и биогаза) в системах как централизованного, так и децентрализованного энергоснабжения;

  • косвенное снижение выбросов ПГ за счет экономии электрической и тепловой энергии от централизованных источников у конечных потребителей;

  • снижение технологических утечек и выбросов ПГ и потребления энергии за счет сокращения объемов добычи ископаемого топлива;

  • снижение выбросов или увеличение стоков ПГ в промышленных процессах, секторе ЗИЗИЛХ, сельском хозяйстве и в сфере управления отходами.

Технический потенциал экономии энергии по каждому виду экономической деятельности разбивается на экономию отдельных видов энергоносителей на основе оценки пропорций энергоносителей, которые экономятся при внедрении ВАТ технологий. Эти расчеты позволяют оценить прямую экономию топлива и энергии для отдельного вида экономической деятельности. К ней добавляется экономия на топливе, используемом в процессах централизованного производства электрической и тепловой энергии, полученная за счет замещения потребности в централизованном тепле и электроэнергии благодаря использованию децентрализованных установок микрогенерации в зданиях. В расчетах принято допущение, что эти источники покрывают 15% потребности зданий в тепле на цели отопления и ГВС и 15% потребляемой электроэнергии.

За счет получения экономии электрической и тепловой энергии в секторах конечного потребления снижается потребность в переработке нефти, выработке электрической и тепловой энергии, а значит, и потребность в использовании топлива на эти нужды. Этот эффект оценивается в форме косвенной экономии. Он получается в электро- и теплоэнергетике, а также при переработке топлива (в основном при нефте­переработке), но формируется за счет мер в секторах конечного потребления энергии.

Дополнительного снижения потребления энергии можно добиться за счет замещения одних видов топлива другими благодаря тому, что уровни эффективности выработки электроэнергии и тепла и удельные выбросы ПГ для разных видов топлива отличаются. Использование газа позволяет вырабатывать тепло и электроэнергию более эффективно, чем использование угля с более низкими удельными выбросами ПГ.

Оценка косвенной экономии топлива проводилась при сохранении фактических объемов выработки электрической и тепловой энергии на существующих АЭС и ГЭС, а также при условии, что оставшиеся объемы ископаемого топлива при генерации электрической и тепловой энергии будут на 50% заменены централизованными ВИЭ или новыми АЭС и ГЭС. Это означает дополнительную выработку на этих источниках около 150 млрд кВт-ч электроэнергии и 383 млн Гкал тепловой энергии. Предполагалось также, что будет утилизировано 50% потенциала производства биогаза, и он сможет заместить часть природного газа. Экономия и замещение ископаемого топлива приводит к снижению потребности в добыче и позволит сократить выбросы ПГ в процессах добычи топлива. Оценка потенциала снижения выбросов ПГ в секторе «энергетика» при принятых допущениях для трех ПГ: СО2, СH4 и N2O и по указанным выше составляющим эффекта представлена в табл. 6.14.

Таблица 6.14 – Интегральный технический потенциал снижения выбросов ПГ в секторе «энергетика» (тыс. т СО2-экв.)

Всего Уголь Сырая нефть Нефтепродукты Природный газ
Всего 1055329 329288 7552 222541
Снижение добычи угля, нефти и газа 3310 180 20 380
Всего 1052020 329109 7531 222161
Сжигание попутного газа в факелах 16792 0 0 0
Всего с замещением ВИЭ 1035227 329109 7531 222161
Замещение природного газа биогазом 120494 56257 64237
Замещение ВИЭ и АЭС топлива на ТЭС 80482 11021 2244
Замещение ВИЭ топлива на ТЭЦ и котельных 72605 4312 6551
Всего с эффектом замещения 761646 257519 7531 149129
Всего 728323 197056 7531 149696
Производство электроэнергии с эффектом замещения 283271 102361 1408 9631
эффект замещения газом 14767 25423 0 0
Производство электроэнергии 268505 76938 1408 9631
технологическая экономия 53146 15766 0 1678
косвенная экономия 215359 61171 1408 7953
Производство тепловой энергии c эффектом замещения 219672 107192 0 3327
эффект замещения 18556 35039 0 -567
Производство тепловой энергии 201116 72153 0 3894
технологическая экономия 9202 2798 0 326
косвенная экономия 191915 69355 0 3568
Переработка нефти 34628 0 0 31482
технологическая экономия 12711 0 0 10163
косвенная экономия 21917 0 0 21319
Переработка газа 549 0 0 5
технологическая экономия 410 0 0 4
косвенная экономия 139 0 0 1
Переработка угля 180 177 0 4
технологическая экономия 125 122 0 3
косвенная экономия 55 54 0 1
Потери 21311 8912 6123 1971
технологическая экономия 21311 8912 6123 1971
косвенная экономия 0 0 0 0
Конечное потребление 202033 38877 0 102709
Промышленность 69950 38877 0 1514
Сельское хозяйство 2936 0 0 2906
Транспорт 99855 0 0 83420
Коммунальный сектор 0 0 0 0
Сфера услуг 3728 0 0 15
Жилые здания 11399 0 0 687
ВИЭ в зданиях 14166 0 0 14166

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

Оценка технического потенциала снижения выбросов трех ПГ в секторе энергетика с учетом использования потенциала производства биогаза в секторах отходы и сельское хозяйство по состоянию на 2018 г. показала, что он составляет 1055 млн т СО2-экв.., или 62% от уровня выбросов всех ПГ сектором энергетика в 2017 г. Потенциал немного превышает все нетто-выбросы СО2 в 2017 г. (1032 млн т СО2).

Распределение потенциала по подсекторам показывает, что его основная часть сосредоточена в производстве электрической и тепловой энергии (рис. 6.3), при условии что вся косвенная экономия приписывается именно этому сектору.
Рисунок 6.3 – Прямой и косвенный вклад подсекторов в потенциал снижения выбросов ПГ в секторе «энергетика» в России (млн т СО2-экв.)
6.3.png

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

Значительная часть косвенной экономии получается за счет реализации мер по повышению энергоэффективности у конечных потребителей, поэтому она может быть разнесена по этим секторам по четырем эффектам: экономия электроэнергии, экономия тепловой энергии, переработка топлива и снижение выбросов и утечек в процессах добычи топлива (рис. 6.4). Косвенное снижение выбросов, связанное с мерами в промышленности и в зданиях, довольно существенно.
Рисунок 6.4 – Учет косвенных эффектов при оценке вклада секторов в потенциал снижения выбросов трех ПГ в секторе «энергетика» в России в 2015 г. (млн тСО2-экв.)
6.4.png

Источник: ЦЭНЭФ-XXI.

Следует отметить, что технический потенциал снижения выбросов ПГ показывает только гипотетические возможности, без учета многих ограничений. Например, региональная недоступность природного газа не позволяет перевести многие источники электрической или тепловой энергии с угля на природный газ. Эти соображения отчасти учитывались при оценке потенциала снижения выбросов. Отдельные меры по реализации потенциала могут оказаться слишком дорогими или растянутыми во времени по причине длительных сроков службы и медленного оборота физических элементов основного капитала.

В табл. 6.15 сведены воедино оценки потенциала снижения выбросов ПГ во всех секторах. Для промышленных процессов и использования промышленной продукции, отходов и сельского хозяйства оценки получены как разница выбросов ПГ в базовом сценарии (Глава 10) и сценарии «1,5 градуса» (Глава 13). Оценки потенциала производства биогаза в сельском хозяйстве, секторе отходов и промышленности отражены при оценке потенциала в секторе энергетика.

В 2017 г. антропогенные выбросы всех ПГ в РФ были почти на 50% ниже уровня 1990 г. Существует значительный потенциал их дальнейшего снижения во многих секторах. Это позволяет России ставить амбициозные цели по сокращению выбросов ПГ.

Таблица 6.15 – Потенциал снижения выбросов ПГ в основных секторах (млн. т СО2экв.)

Сектора 1990 2017 Потенциал снижения выбросов ПГ Выбросы после реализации потенциала
Энергетический сектор 2569 1700 1055 645
Сельское хозяйство 276 128 27* 101*
Промышленные процессы 283 233 66 167
Отходы 58 94 26* 68*
ЗИЗИЛХ -73 -578 -46 -624
Всего нетто-выбросы 3113 1578 1220 358

* Половина потенциала в сельском хозяйстве и отходах отнесена к производству биогаза и отражена в секторе «энергетика».

Источник: Данные за 1990 г. и 2017 г. – Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом, за 1990-2017 гг. Москва 2019.

Технический потенциал снижения нетто-выбросов ПГ во всех секторах равен 1220 млн т СО2экв. Его полная реализация позволила бы снизить нетто-выбросы ПГ на 77% от уровня 2017 г. По отношению к уровню выбросов ПГ 1990 г. полная реализация технического потенциала позволяет снизить выбросы на 88,5%.

Другими словами, у России есть технические возможности стать практически безуглеродной экономикой. Основную часть потенциала – 87% – формируют технические и структурные решения в секторе энергетика – повышение эффективности и развитие централизованной и децентрализованной низкоуглеродной генерации электрической и тепловой энергии.

По мере реализации потенциала снижения выбросов ПГ в секторе энергетика растет значимость повышения точности оценок потенциала снижения выбросов ПГ в секторах промышленные процессы, сельское хозяйство и отходы.

Способность лесов дополнительно поглощать углерод в перспективе может быть повышена только в ограниченных масштабах. Поэтому в табл. 6.15 отражены умеренные оценки потенциала сектора ЗИЗИЛХ. Однако верхние оценки потенциала более значительные. В разделе 6.6 было указано, что в пределах России общий потенциал сектора ЗИЗИЛХ может достигать 545–940 Мт CO2-экв. в год. При использовании верхней границы этого диапазона Россия имеет техническую возможность стать страной с нулевыми нетто-выбросами ПГ.

  1. Энергоэффективность в России: скрытый резерв. Группа Всемирного банка и ЦЭНЭФ. М., 2008; I. Bashmakov, K. Borisov, M. Dzedzichek, A. Lunin, I. Gritsevich. Resource of energy efficiency in Russia: scale, costs and benefits, CENEf. 2008, www.cenef.ru; Energy technology perspectives 2010. Scenarios and strategies to 2050. IEA/OECD. Paris. 2010; Energy technology transitions for industry. Strategies for the next industrial revolution. IEA/OECD. Paris. 2009. ↩︎

  2. World Energy Outlook. 2011. IEA/OECD. Paris. 2011. ↩︎

  3. Государственный совет Российской Федерации. Доклад «Об экологическом развитии Российской Федерации в интересах будущих поколений». Москва. Кремль. 2016. ↩︎

  4. IEA. Energy efficiency. 2017; IEA. Energy technology perspectives. 2017. 2016. 2015. 2012; IEA/OECD. (2009). IEA Energy Technology Transitions for Industry; IAI (International Aluminum Institute) (2015), Current IAI Statistics, www.world-aluminium.org/statistics/(accessed 20 July 2018); U.S. Energy Requirements for Aluminum Production. Historical Perspective, Theoretical Limits and New Opportunities. Prepared under contract to: BCS, Incorporated 5550 Street Place Suite 306 Columbia, MD 21044 For the U. S. Department of Energy/Energy Efficiency and Renewable Energy Industrial Technologies Program/ February 2003; U.S. Department of the Interior. U.S. Geological Survey. MINERAL COMMODITY SUMMARIES 2018; KPMG. Metals and mining in Russia. Industry overview and Investment opportunities. September 2016; UNIDO. 2010. Global Industrial Energy Efficiency Benchmarking. An Energy Policy Tool Working Paper November 2010; Ernst Worrell, L. P. (2008). World Best Practice Final Energy Intensity Values for Selected Industrial Sectors. Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory. Energy technology transitions for industry. Strategies for the neхt industrial revolution // OECD/IEA. - Paris, 2009. – 326 p.; Tracking Industrial Energy Efficiency and CO2 Emissions // OECD/IEA. – Paris, 2007. – 321 p.; Energy technology perspectives. 2006 // OECD/IEA. – Paris, 2006. 484 p.; Energy technology perspectives. 2008 // OECD/IEA. – Paris, 2008. 643 p.; Energy technology perspectives. Scenarios and strategies to 2050 // OECD/IEA. – Paris, 2010. 458 p.; Energy technology perspectives. 2012 // OECD/IEA. – Paris, 2012. 686 p.; Worrell E., Neelis M., Price L., Galitsky C., Zhou N. World Best Practice Energy Intensity Values for Selected Industrial Sectors, 2007. // Lawrence Berkeley National Laboratory. – Berkeley, CA. 2007. – 44 p.; Worrell E., Galitsky C. Energy efficiency improvement and cost saving opportunities for petroleum refineries / Energy Star Guide for energy and plant managers // Ernest Orlando Lawrence Berkeley Laboratory: Environmental Energy Technologies Division. – Berkeley, CA, 2005. – 122 p.; Sathaye J., Price L., de la Rue du Can S., Fridley D. Assessment of energy use and energy savings potential in selected industrial sectors in India / Ernst Orlando Lawrence Berkeley Laboratory. Environmental Energy Technologies Division. – Berkeley, CA, 2005. – 100 p.; Worrell E., Martin N., Angliani N., Einstein D., Khrushch M., Price L. Opportunities To Improve Energy Efficiency In The U.S. Pulp And Paper Industry. - Berkeley, CA, 2001. – 56 p.; Improving process heating system performance. A sourcebook for industry // US DOE. – 2004. – 107 p.; Dutrow E. How EPA’s ENERGY STAR® Program Helps Industry Improve Energy Efficiency [Электронный ресурс] 2010. – 23 с. URL: http://www.ecy.wa.gov/ climatechange/docs/GHGbenchmark_20100519 _Dutrow.pdf (дата обращения: 03.09.2012); Lukas C. Brun and Gary Gereffi. The Multiple Pathways to Industrial Energy Efficiency. A Systems and Value Chain Approach [Электронный ресурс]. 2011. – 63 с. URL. http://www.cggc.duke.edu/pdfs/DukeCGGC_EE-Report_2011-2-15.pdf (дата обращения: 13.08.2012); Global Industrial Energy Efficiency Benchmarking. An Energy Policy Tool. // UNIDO. - 2010. – 59 p.; Oil Refining in the EU in 2015 / Prepared by the CONCAWE Refinery Technology Support Group (RTSG) // CONCAWE. – Brussels, 2007. – 21 p.; Energy Performance Indicator Report: Fluid Milk Plants / Prepared for the National Dairy Council of Canada // Natural Resources Canada. Office of Energy Efficiency, Industrial, Commercial and Institutional Programs. - 2001. – 56 p.; а также многих других. ↩︎

  5. Так, оценка технического потенциала экономии энергии для России, сделанная в 2000 г., – 400 млн тут, – ниже, чем оценка, сделанная в 2008 г. – 420 млн тут, и они обе меньше, чем оценка, сделанная в 2012 г. – 464 млн тут. См. Башмаков И.А. Энергоэффективность: от риторики к действию. ЦЭНЭФ, 2000. 224 с.; I. Bashmakov, K. Borisov, M. Dzedzichek, A. Lunin, I. Gritsevich. Resource of energy efficiency in Russia: scale, costs and benefits, CENEf. 2008; Башмаков И.А. Будет ли экономический рост в России в середине 21-го века. ИНП, № 3, 2012; Graus W.C., H. Yue, S. Zhang, K. Kermeli and E. Worrell. 2019. Energy Efficiency Improvement Opportunities in the Global Industrial Sector. Encyclopedia of Renewable and Sustainable Materials. doi:10.1016/B978-0-12-803581-8.10906-3; Allwood, J.M., Cullen, J.M., Carruth, 2012: Sustainable materials: With both eyes open. M.A. SUIT Cambridge, Cambridge. 2012; Akashi O., Y. Hijioka, T. Masui, T. Hanaoka, M. Kainuma. 2012. GHG emission scenarios in Asia and the world: The key technologies for significant reduction. Energy Economics, 34 (2012) S346-S358; Akashi О., T. Hanaoka, T. Masui, M. Kainuma. Halving global GHG emissions by 2050 without depending on nuclear and CCS. 2014. Climatic Change (2014) 123:611–622; Ashby MF. 2012. Materials and the environment: eco-informed material choice, 2nd edn. Oxford, UK: Butterworth-Heinemann; AR5 IPCC Industry. Fischedick M., J. Roy, A. Abdel-Aziz, A. Acquaye, J.M. Allwood, J.-P. Ceron, Y. Geng, H. Kheshgi, A. Lanza, D. Perczyk, L. Price,E. Santalla, C. Sheinbaum, and K. Tanaka, 2014: Industry. AR5 IPCC Industry. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer,O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann,J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, UnitedKingdom and New York, NY, USA; Bataille, Chris & Åhman, Max & Neuhoff, Karsten & J. Nilsson, Lars & Fischedick, Manfred & Lechtenböhmer, Stefan & Solano, Baltazar & Denis-Ryan, Amandine & Steiber, Seton & Waisman, Henri & Sartor, Oliver & Rahbar, Shahrzad. 2018: A review of technology and policy deep decarbonization pathway options for making energy-intensive industry production consistent with the Paris Agreement. In: Journal of Cleaner Production. 2018. 187. 10.1016/j.jclepro.2018.03.107; Ecofys, 2017: Greenhouse gas emission reductions enabled by products from the chemical industry. Edgar van de Brug, Annemarie Kerkhof, Maarten Neelis and Wouter Terlouw. Ecofys by order of the International Council of Chemical Associations. March 2017. ETC (Energy Transitions Commissions), 2018: Mission Possible. Reaching net-zero carbon emissions from harder-to-abate sectors by mid-century. Energy Transitions Commissions. November 2018; Gambhir et al. 2017. Ajay Gambhir, Tamaryn Napp, Adam Hawkes, Lena Höglund-Isaksson, Wilfried Winiwarter, Pallav Purohit, Fabian Wagner, Dan Bernie and Jason Lowe. The Contribution of Non-CO2 Greenhouse Gas Mitigation to Achieving Long-Term Temperature Goals. Energies, 2017; Huang T., F. Shi, H. Tanikawa, J. Fei, J. Han. (2013). Materials demand and environmental impact of buildings construction and demolition in China based on dynamic material flow analysis. Resources, Conservation and Recycling 72 (2013) 91-- 101; IEA, 2019: Material efficiency in clean energy transitions. International Energy Agency. March 2019; IEA; 2018: Technology Roadmap. Low-Carbon Transition in the Cement Industry. International Energy Agency. April 2018; IEA, 2017: International Energy Agency. 2017: Energy Technology Perspectives 2017. Catalysing Energy Technology Transformations. IEA and OECD 2018: The Future of Petrochemicals. Towards more sustainable plastics and fertilisers. International Energy Agency and OECD. 2018; Kajaste, R. and Hurme, M., 2016: Cement Industry Greenhouse Gas Emissions - Management Options and Abatement Cost. In: Journal of Cleaner Production, Vol. 112, No. 5, 2016, p. 4041-4052; Kawase R. 2015. Feasibility of iron scrap recycling with considering demand-supply balance. Presentation at 20th AIM International workshop. National institute of environmental studies, Tsukuba, Japan. 23-25 January. 2015; McKinsey&Company, 2018: Decarbonization of industrial sectors: the next frontier. Arnout de Pee Dickon Pinner Occo Roelofsen Ken Somers Eveline Speelman Maaike Witteveen. In: McKinsey&Company, June 2018; Morfeldt, J., Nijs, W., Silveira, S. 2015: The impact of climate targets on future steel production - An analysis based on a global energy system model. In: Journal of Cleaner Production 103, 469–482. doi:10.1016/j.jclepro.2014.04.045. 2015; Rootzén, J. and Johnsson, F. 2016a: Managing the costs of CO2 abatement in the cement industry. Rootzén, J.; Johnsson, F. In: Climate Policy pp. Page 1-20. 2016; Rootzén, J. & Johnsson, Filip, 2016b: Paying the full price of steel – Perspectives on the cost of reducing carbon dioxide emissions from the steel industry. Energy Policy. 98. 459-469. 10.1016/j.enpol.2016.09.021; Vizcaíno-Andrés, L.M.; Sánchez-Berriel, S.; Damas-Carrera, S.; Pérez-Hernández, A.; Scrivener, K.L.; Martirena-Hernández, J.F. 2015: Industrial trial to produce a low clinker, low carbon cement. Vizcaíno-Andrés, L.M.; Sánchez-Berriel, S.; Damas-Carrera, S.; Pérez-Hernández, A.; Scrivener, K.L.; Martirena-Hernández, J.F. In: Mater. Construcc. 65 [317], e045 http://dx.doi.org/10.3989/mc.2015.00614. 2015; UK Committee on Climate Change, 2019. Net Zero Technical report May 2019. ↩︎

  6. Ian, B. Upgrading the Efficiency of the World’s Coal Fleet to Reduce CO2 Emissions. Available online: http://www. cornerstonemag.net/upgrading-the-efficiency-of-the-worlds-coal-fleet-to-reduce-co2-emissions (accessed on 5 June 2016). ↩︎

  7. Implementing EPA’s Clean Power Plan: A Menu of Options. National Association of Clean Air Agencies (NACAA). 2015 ↩︎

  8. Energy Technology Perspectives 2014. IEA http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ EnergyTechnologyPerspectives2014.pdf ↩︎

  9. Эффективные технологии для тепловой энергетики 15.01.2015 https://issek.hse.ru/trendletter/ news/141133080.html. ↩︎

  10. Самая эффективная ТЭС в мире. GE https://www.gepower.com/content/gepower-steam/global/en_us/ home/customer-outcomes/rdk8.html. ↩︎

  11. Топ станции: станция Manjung блок 4. 10.01.2015. Powermag http://www.powermag.com/manjung-unit-4-perak-malaysia/?pagenum=1 ↩︎

  12. Review of the Coal-Fired, Over-Supercritical and Ultra-Supercritical Steam Power Plants. A.G. Tumanovskii, A.L. Shvarts, E.V. Somova, E.Kh. Verbovetskii, G.D. Avrutskii, S.V. Ermakova, R.N. Kalugin, and M.V. Lazarev. All-Russia Thermal Engineering Research Institute. Pleiades Publishing, Inc., 2017. ↩︎

  13. Status of advanced ultra-supercritical pulverised coal technology. IEA Clean Coal Centre. 2013. ↩︎

  14. Driving CCUS Deployment: The Pathway To Zero Emissions From Coal. World Coal Association, 2016. ↩︎

  15. Pehnat, M.; Henkel, J. Life cycle assessment of carbon dioxide capture and storage from lignite power plants. Int. J. Greenh. Gas Control 2009, 3, 49–66. ↩︎

  16. Leung, D.Y.C.; Caramanna, G.; Maroto-Valer, M.M. An overview of current status of carbon dioxide capture and storage technologies. Renew. Sustain. Energy Rev. 2014, 39, 426–443. ↩︎

  17. Seoane, B.; Coronas, J.; Gascon, I.; Benavides, M.E.; Karvan, O.; Caro, J. Metal-organic framework based mixed matrix membranes: A solution for highly efficient CO2 capture? Chem. Soc. Rev. 2015, 44, 2421–2444. ↩︎

  18. Little, M.G.; Jackson, R.B. Potential impacts of leakage from deep CO2 gas sequestration on overlying freshwater aquifers. Environ. Sci. Technol. 2010, 44, 9225–9232. ↩︎

  19. Kundu, P.K.; Chakma, A.; Feng, X. Effectiveness of membranes and hybrid membrane processes in comparison with absorption using amines for post combustion CO2 capture. Int. J. Greenh. Gas Control 2014, 28, 248–256. ↩︎

  20. Технологическая платформа «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности» http://tp-energy.ru/. ↩︎

  21. Isles J. Flex 50 design net rated at over 61% combined cycle efficiency // Gas Turbine World. – 2011. – July–Aug. – P. 18–21.; Development of key technologies for an ultrahigh тtemperature gas turbine / E. Jto, K. Tsukadoshi, Y. Sakamoto et al. // Mitsubishi Heavy Industries Techn. Rev. – 2011. – V. 48. – № 3 (Sept.). – P. 1–8.; Vogler K. Zukunftsperspektiven fur die Hochtemperatur Gasturbine im Kraftwerksbau // VGB Power Techn. – 2011. – V. 10. --P. 29–33.; Robb D. Combined cycles of the future // Turbomachinery Intern. – 2011. – Jan.Febr. – P. 24–25. ↩︎

  22. Хоменок Л.А., Шестаков Н.С., Лейкам А.Э. Развитие внутрицикловой газификации для парогазовых установок. Современная наука, 2011, № 1. ↩︎

  23. Baseline of Cost and Performance Data for Electricity Generation Technologies (Ежегодный отчет о развитии технологий). 2016. NREL .http://www.nrel.gov/analysis/data_tech_baseline.html. ↩︎

  24. Сайт проекта Texas Clean Energy Project http://www.sourcewatch.org/index.php/Texas_Clean_Energy_Project. ↩︎

  25. Министерство энергетики склоняется к выходу из проекта. TexasCleanEnergyProject 17.05.2016 http://www.powermag.com/doe-poised-to-pull-out-of-texas-clean-energy-project/. ↩︎

  26. Сайт Mississippi power http://mississippipowernews.com/2017/02/22/mississippi-power-issues-statement-regarding-kemper-county-energy-facility-progress-and-schedule ↩︎

  27. http://www.ieer.org/ensec/no-10/no10russ/russia.html. ↩︎

  28. Y. Kadi. Examples of ADS design II: The Energy Amplifier DEMO. ICTP, Triest, Italy, 20 October 2005. ↩︎

  29. MYRRHA: A multipurpose nuclear research facility. P. Baeten, M. Schyns. EPJ Web of Conferences 79, 03001 (2014) DOI: 10.1051/epjconf/20147903001. ↩︎

  30. Zohuri B. Combined Cycle Driven Efficiency for Next Generation Nuclear Power Plants: An Innovative Design Approach. New York; Dordrecht; London: Springer, 2015. — XXIII, 359 p. — ISBN 978-3-319-15559-3; ISBN 978-3-319-15560-9 (eBook). ↩︎

  31. M. Darwish, A. Binamer. Combining the nuclear power plant steam cycle with gas turbines. https://www.researchgate.net/publication/222039958. ↩︎

  32. Heat RoadMap Europe 2050. Aalborg University, Halmstad University, PlanEnergi for EuroHeat&Power. ↩︎

  33. FBC Boilers: Classification, Thermal Efficiency & Advantages | Thermodynamics https://www.engineeringenotes.com/thermal-engineering/fbc-boilers/fbc-boilers-classification-thermal-efficiency-advantages-thermodynamics/51166 ↩︎

  34. Vescovo R. ORC recovering industrial heat power generation from waste energy stream. Cogeneration and One-Site Production. March-April 2009. ↩︎

  35. Andrea Duvia, Alessandro Guercio, Clotilde Rossi di Schio. Technical and economic aspects of biomass fueled CHP plants based on ORC turbogenerators feeding existing district heating networks. https://docplayer.net/27382969-Technical-and-economic-aspects-of-biomass-fuelled-chp-plants-based-on-orc-turbogenerators-feeding-existing-district-heating-networks.html; Tobias Erhart, Rafal Strzalka, Ursula Eicker, David Infield. Performance Analysis of a Biomass ORC Poly-generation System. 2nd European Conference on Polygeneration – 30th March-1st April, 2011-- Tarragona, Spain. ↩︎

  36. Günther Westner Development of cogeneration in Germany: a dynamic portfolio analysis based on the new regulatory framework. Electronic copy available at: http://ssrn.com/abstract=2236229. ↩︎

  37. Кратко эта модель описана в Башмаков И.А. Повышение энергоэффективности в российских зданиях. Прогноз до 2050 года. Вопросы экономики. № 3. 2016. Более подробно она описана в ЦЭНЭФ-XXI. Оценка затрат и эффектов от применения дополнительных мер политики повышения энергоэффективности в зданиях. Долгосрочный прогноз на 2020-2050 гг. Этап III. Выполнено по проекту: Анализ сектора недвижимости России. Выявление необходимости в изменении системы регулирования сферы энергоэффективности. Инициатором проекта выступила ассоциация Росизол. Проект реализован при поддержке ассоциаций Росизол, НАППАН и АППП. Москва, ноябрь 2014 г. ↩︎

  38. Минэнерго России. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ДОКЛАД о состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации в 2016 г. Москва, 2017 г. ↩︎

  39. Lucon O., D. Urge-Vorsatz, A. Zain Ahmed, H. Akbari, P. Bertoldi, L. F. Cabeza, N. Eyre, A. Gadgil, L. D. D. Harvey, Y. Jiang, E. Liphoto, S. Mirasgedis, S. Murakami, J. Parikh, C. Pyke, and M. V. Vilarino. 2014: Buildings. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kander, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA. ↩︎

  40. http://www.intense-energy.eu/fileadmin/content/broshures/05_PassiveHouse.pdf; www.mdpi.com/2075-5309/5/4/1207/pdf ↩︎

  41. Там же. ↩︎

  42. Бальзанников М.И., Елистратов В.В. Возобновляемые источники энергии. Аспекты комплексного использования. – Самара: ООО «Офорт»; Самарский госуд. арх.-строит. университет, 2008. – 331 с.; Васильев Ю.С., Безруких П.П., Елистратов В.В., Сидоренко Г.И. Оценки ресурсов возобновляемых источников энергии в России. - Санкт-Петербург: Издательство Политехнического университета, 2009. – 250 с.; Елистратов В.В. Использование возобновляемой энергии. – Санкт-Петербург: Издательство Политехнического университета, 2009. – 224 с.; да Роза, А. Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы: учебное пособие. – Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект»; М.: Издательский дом МЭИ. – 2010, 704 с. ↩︎

  43. Там же. ↩︎

  44. Имеется в виду нецелесообразность установки ВЭУ в городах и населённых пунктах, на водоёмах, болотах, в высоких лесах и пр. ↩︎

  45. Алхасов А.Б. Возобновляемая энергетика / Под ред. В.Е. Фортова. - М.: Физматлит, 2012. - С. 257. ↩︎

  46. Справочник по ресурсам возобновляемых источников энергии России и местных видов топлива (показатели по территориям) / Под редакцией Безруких П.П. -М.: «ИАЦ Энергия», 2007, 272 стр. ↩︎

  47. Древесными отходами производства называются остатки сырья, материалов и полуфабрикатов, образующиеся в процессе производства основной продукции и утратившие полностью или частично свою потребительскую стоимость в качестве древесины. Древесные изделия, отслужившие свой срок и утратившие потребительскую стоимость, также относятся к таким отходам. ↩︎

  48. Российский статистический ежегодник, 2018. - Росстат, 2018. ↩︎

  49. Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом, за 1990-2017 гг. Москва 2019. ↩︎

  50. Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2. ↩︎

  51. Там же. ↩︎

  52. Галактионов О.Н. Обоснование рационального технологического процесса лесозаготовок с минимальными потерями древесной зелени. Дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук, 2001, г. Санкт-Петербург, 222 стр.; Загладин В.В., Фролов И.С. Материальные ресурсы: рациональное использование и экономия. М.: Экономика, 1985. - 198 с. Калашников Ю.А. Повышение эффективности комплексного использования древесных отходов. Пушкино: Гослесхоз СССР, 1985. – 59 с. ↩︎

  53. Gutrich J, Howarth RB (2007). Carbon sequestration and the optimal management of New Hampshire timber stands. Ecol Econ 62:441–450. https://doi.org/10.1016/j.ecolecon.2006.07.005. ↩︎

  54. Коротков В.Н. Основные концепции и методы восстановления природных лесов Восточной Европы // Russian Journal of Ecosystem Ecology. 2017. Т. 2, № 1. С. 1–18. ↩︎

  55. Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2. ↩︎

  56. Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2. ↩︎

  57. Там же. ↩︎

  58. Там же. ↩︎

  59. Там же. ↩︎

  60. Там же. ↩︎

  61. Kurz WA, Smyth C, Lemprière T (2016) Climate change mitigation through forest sector activities: principles, potential and priorities. Unasylva 67:61–67 http://www.fao.org/documents/card/en/c/2d278a25-1cba-4290-bdc8-ef789e206a9c/. ↩︎

  62. Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2. ↩︎

  63. Там же. ↩︎

  64. Romanovskaya A.A., Korotkov V.N., Polumieva P.D., Trunov A.N., Vertyankina V.Yu., Karaban R.T. Greenhouse gas fluxes and mitigation potential for managed lands in the Russian Federation // Mitigation and Adaptation Strategies for Global Change. — 2019. – https://doi.org/10.1007/s11027-019-09885-2. ↩︎

  65. Там же. ↩︎

  66. De Rouw A, Huon S, Soulileuth B et al. (2010) Possibilities of carbon and nitrogen sequestration under conventional tillage and no-till cover crop farming (Mekong valley, Laos). Agric Ecosyst Environ 136: 148–161. https://doi.org/10.1016/j.agee.2009.12.013; Lal R. (2011) Sequestering carbon in soils of agro-ecosystems. Food Policy 36:33–39. https://doi.org/10.1016/j.foodpol.2010.12.001; Vermeulen SJ, Campbell BM, Ingram JSI (2012). Climate change and food systems. Annu Rev Environ Resour 37:195–222. https://doi.org/10.1146/annurev-environ-020411-130608. ↩︎

  67. Griscom BW, Adams J, Ellis PW, et al. (2017). Natural climate solutions. Proc Natl Acad Sci 114:11645–11650. https://doi.org/10.1073/pnas.1710465114. ↩︎

Материалы к разделу:

Мониторинг применения низкоуглеродных технологий в России: возможности для ускорения и риски отставания
Читать далее...
Предыдущий раздел Следующий раздел