автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Прогнозирование выбросов парниковых газов в энергетике и оценка мероприятий по их сокращению

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ

ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ ИМ. Л.А. МЕЛЕНТЬЕВА

УДК 338.984.2(470) На правах рукописи

ЧЕМЕЗОВ Алексей Вениаминович

г

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В ' ЭНЕРГЕТИКЕ И ОЦЕНКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ СОКРАЩЕНИЮ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 2003 г.

\

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. JI.A, Мелентьева Сибирского Отделения Российской Академии Наук (СО РАН)

Научные руководители - доктор технических наук, профессор

Б.Г. Санеев

кандидат технических наук A.B. Лагерев

Официальные оппоненты - доктор экономических наук, профессор

Ю.Д. Кононов

кандидат технических наук АЛ. Малевский

Ведущая организация - Институт энергетических исследований

(ИНЭИ РАН)

Защита диссертации состоится 4 ноября 2003 г. в 9 часов 00 мин. на заседании диссертационного совета Д.003.017.01 при Институте систем энергетики СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им.Л.А. Мелентьева СО РАН

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим присылать по адресу: 664033, Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, ученому секретарю диссертационного совета. Факс (3952) 42-67-96

Автореферат разослан 26 сентября 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., профессор

А.М. Клер

-У

S 7<г£0Ъ

Актуальность проблемы. Угроза глобального потепления в настоящее время признается мировым сообществом едва ли не самой опасной из экологических угроз на Земле. Изменение климата неизбежно вызовет негативные последствия - повышение уровня мирового океана и затопление низменных территорий, таяние вечной мерзлоты и разрушение возведенных на ней сооружений, увеличение частоты и силы всевозможных аномальных и экстремальных погодно-климатических явлений (засух, наводнений, ураганов, смерчей, резких выбросов температуры и т.д.).

Этот эффект создается так называемыми парниковыми (тепличными) газами (углекислый газ (СОг), метан (СН4), закись азота (N2O) и др.), а сам процесс потепления климата назвали «парниковым эффектом». Более поздние исследования показали высокую корреляцию между ростом концентрации тепличных газов в атмосфере и глобальным потеплением климата на земле.

Начиная с середины XIX столетия (с началом промышленной революции) значительный вклад в рост концентрации парниковых газов в атмосфере вносит антропогенный фактор. При этом примерно 80% парниковых газов, образующихся в результате человеческой деятельности, приходится на СОг. По данным Международного энергетического агентства три четверти антропогенных выбросов углекислого газа в мире выбрасывается при производстве и использовании ископаемых видов топлива. В настоящее время Россия занимает третье место в мире по выбросам СО2 от сжигания топлива (7% от мировых выбросов).

Среди основных работ, посвященных исследованию влияния энергетики на выбросы парниковых газов в России, можно назвать работы Мастепанова A.M., Плужникова О.Б., Попова A.A., Кононова Ю.Д., Клименко В.В и др.

Наиболее глубокие и обстоятельные исследования энергетических проблем и их влияния на выбросы парниковых газов в различных регионах мира были проведены в международном институте прикладного и системного анализа (11ASA) такими учеными как David G. Victor, Nebojsa Nakicenovic, Nadejda Victor, Ger Klaassen, и др.

Несмотря на продолжающиеся научные дискуссии относительно состава факторов (в том числе антропогенных) и механизмов их влияния на климатическую систему Земли мировое сообщество приняло решение о необходимости проведения национальных и международных мер по

РОС. и i fi

(

" i» А

аоо/р*

сокращению парникового эффекта. В этой связи в 1997 г. был принят Киотский протокол, определивший конкретные обязательства промышленно развитых стран и стран с переходной экономикой по выбросам парниковых газов. Как следует из Киотского протокола, ежегодная антропогенная эмиссия парниковых газов в России до 2012 г. не должна превысить уровень 1990 года.

В соответствии с Киотским протоколом для России открывается широкая возможность привлечения в российскую экономику дополнительных инвестиций и современных энерго- и ресурсосберегающих технологий. Снижение выбросов парниковых газов сопровождается, как правило, сокращением выбросов таких загрязнителей, как 80г, N0*, твердых частиц, тяжелых металлов и т. д.

В связи со значительной ролью эмиссии СО2 от энергетического использования ископаемого топлива в общих выбросах парниковых газов, основные мероприятия по сокращению парниковых газов в России будут связаны в первую очередь с проектами снижения выбросов СО2 в энергетическом секторе страны.

Существенный вклад в выбросы парниковых газов вносит сжигание топлива на электростанциях (в настоящее время они дают 35-36% общих выбросов СОг в стране). В перспективе эта доля будет постепенно увеличиваться. При этом основным источником роста выбросов парниковых газов на электростанциях будет уголь.

Оценка выбросов СО2 в электроэнергетическом секторе в долгосрочной перспективе позволяет более обоснованно судить о потенциальных возможностях выполнения Россией принимаемых обязательств. В свою очередь анализ выбросов парниковых газов в территориальном разрезе позволяет выявить наиболее неблагополучные регионы, наметить мероприятия по их сокращению, разработать методы и критерии их отбора и тем самым определить возможный потенциал снижения суммарных выбросов парниковых газов, как по отдельным территориям, так и по России в целом.

Актуальность и сложность проблем такой оценки определили выбор темы диссертадианной работы, цель и основные задачи.

Целью диссертационной работы является1 1) усовершенствование методики прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике страны; 2) разработка методического подхода для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов

в электроэнергетике; 3) оценка влияния различных сценариев развития электроэнергетики на выбросы парниковых газов в России в долгосрочной перспективе; 4) апробация предлагаемого методического подхода для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Разработаны различные сценарии развития электроэнергетики России (по стране и крупным регионам) на перспективу до 2050 г. и показано их влияние на выбросы парниковых газов;

2. Рассмотрены различные мероприятия по сокращению выбросов парниковых газов при производстве электроэнергии на электростанциях России и дана их экономическая оценка;

3. Дана экономическая оценка внедрения различных нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВЭИ) в электроэнергетику Восточной Сибири, полученная с помощью разработанного автором подхода.

Практическая значимость

Проведенные исследования различных сценариев развития энергетики до 2050 г. позволили определить динамику изменения показателей удельных выбросов С02 при производстве единицы электроэнергии для различных регионов страны (базовые линии), выявить наиболее экологически неблагополучные регионы по этому показателю; наметить мероприятия по сокращению выбросов С02 при производстве электроэнергии и дать им экономическую оценку.

Разработанная (при активном участии автора) экономико-математическая модель топливно-энергетического комплекса страны и предложенный автором методический подход позволили сделать оценку эколого-экономической эффективности внедрения различных НВЭИ й-электроэнергетику Восточной Сибири.

Результаты исследований использованы 1) при подготовке научного доклада "Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов" на международную конференцию" Энергетическая кооперация в Северо-Восточной Азии", - Иркутск. - 2002; 2) при формировании основных направлений развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г. ("Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока"), -

Иркутск. - 2000; 3) в научном отчете "Условия, проблемы и направления развития ТЭК и ядерной энергетики России в первой половине XXI века во взаимосвязи с мировой энергетикой" 2002.

Апробация работы. Результаты исследований по теме диссертации опубликованы в 11 печатных работах. Они обсуждались на конференции научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2000 г., 2001 г., 2002 г.); на республиканской школе-конференции «Молодежь и пути России к устойчивому развитию» (Красноярск, 2001 г.), на футурологической конференции "Энергетика XXI века: Глобальные тенденции и проблемы, их проявления в энергетике России" (Иркутск, 2002 г., в соавторстве) и на международной конференции: "Энергетическая кооперация в Северовосточной Азии" (Иркутск, 2002 г., в соавторстве).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов, заключения, списка использованной литературы (130 наименований), Объем диссертационной работы 110 стр., включая список литературы - 11 стр., 21 рис. и 23 таблицы.

Во введении обоснована актуальность выполненной диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования, определена его научная новизна и практическая ценность.

В первой главе диссертации показана роль ТЭК и электроэнергетики России в выбросах парниковых газов (от сжигания топлива) в стране и мире. Показаны возможность и требуемые условия использования Киотских механизмов для привлечения в российскую энергетику дополнительных инвестиций и современных энерго- и ресурсосберегающих технологий.

Выполненный автором анализ наметившихся тенденций перспективного развития энергетики страны позволил выделить следующие наиболее важные из них:

- опережающее развитие электроэнергии в стране по сравнению с другими энергоносителями, более динамичное в период до 2020 г. со среднегодовым темпом прироста 2,6-2,8 % (в оптимистическом сценарии) и 1,4-1,6% в последующие десятилетия;

- сдержанный рост потребности в централизованном тепле в том числе от ТЭЦ (среднегодовой темп 0,7-0,8 % до 2020 г. и 0,6-0,5% в последующие десятилетия) из-за наличия больших резервов экономии тепла и роста децентрализованных источников производства тепла;

- изменение условий топливоснабжения электростанций в направлении снижения объемов потребления природного газа (в основном в европейской части России) и увеличение объемов потребления угля;

- увеличение глубины переработки нефти (до 83% к 2020 гг. и до 95% к середине XXI века) и в связи с этим снижение объемов поставки мазута для электростанций;

- прогнозируемое повышение цен на органическое топливо и прежде всего на природный газ, создающее благоприятные условия для повышения конкурентоспособности АЭС и ГЭС относительно ТЭС на органическом топливе.

- прогнозируемое повышение доли угля в балансе сжигаемого топлива на электростанциях и ужесточение экологических требований, приводящее к необходимости активного обновления энергетического оборудования.

Наметившиеся тенденции могут вызвать структурные изменения в электроэнергетическом секторе страны в рассматриваемой перспективе и обусловленные ими динамику изменения выбросов СО2 от сжигания топлива как в целом по стране, так и в отдельных регионах.

Для России в Киотском протоколе ключевой момент - это возможность привлечения дополнительных инвестиций и современных энерго- и ресурсосберегающих технологий в российскую экономику. Киотский протокол предоставляет такую возможность, если задействовать предусмотренные в нем рыночные механизмы (международную торговлю квотами на выбросы парниковых газов, совместное осуществление проектов по снижению выбросов парниковых газов) с переуступкой части сокращенных выбросов другим странам и хозяйствующим субъектам.

Протокол предусматривает использование нескольких так называемых "механизмов гибкости".

1. Совместное осуществление проектов. В рамках этого механизма Россия может передавать другим странам часть сокращенных выбросов парниковых газов, полученных в результате совместного инвестирования проектов, направленных на их снижение. С экономической точки зрения проекты совместного осуществления для России - благоприятный фактор, поскольку снижать выбросы в России значительно дешевле, чем в промышленно развитых странах.

2. Механизм чистого развития. Цель этого механизма осуществлять развитыми странами проекты на территории развивающихся стран, не

являющихся участниками Киотского протокола, и приобретать от этих стран дополнительные квоты на выбросы, полученные в результате сокращения выбросов парниковых газов, достигнутых в ходе реализации этих проектов.

3. Торговля квотами на выбросы парниковых газов. Реализация этого механизма предполагает, что взаимодействующие стороны (продавцы и покупатели) могут участвовать в коммерческой купле-продаже прав на выбросы парниковых газов для выполнения своих обязательств по Киотскому протоколу. Продавцами на таком рынке в основном будут страны (субъекты) с преобладанием производств невысокого технологического уровня, когда сокращение выбросов парниковых газов достигается благодаря относительно небольшими затратами, или когда вследствие экономического спада накоплен определенный запас снижения выбросов парниковых газов.

В общем случае применение «механизмов гибкости» для российских условий позволит:

- экономике в целом и энергетике в частности получить реальные инвестиции и повысить эффективность их производства;

- создать систему торговли квотами на выбросы парниковых газов;

- сделать торговлю квотами более предсказуемой и потому более надежной.

- зарубежным инвесторам получить доступ к инвестированию проектов по сокращению выбросов парниковых газов в России и решать за счет этого проблему эмиссий в своих странах;

Во второй главе дается описание предлагаемой автором методики прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике страны. Дается обзор зарубежных и отечественных методов и моделей, используемых для анализа и прогнозов выбросов парниковых газов, показаны их достоинства и недостатки. Приводится содержательное описание и математическая формулировка используемой автором динамической модели для оптимизации территориально-производственной структуры топливно-энергетического комплекса России. Дается прогноз развития электроэнергетики страны до 2050 г. и выбросов парниковых газов по стране и регионам. Рассматриваются различные мероприятия по сокращению выбросов СОг при производстве электроэнергии и дается их экономическая

оценка. >

А. Анализ отечественной и зарубежной литературы позволил выявить много общего в подходах к долгосрочному прогнозированию развития энергетики и эмиссии парниковых газов от сжигания топлива в энергетике. Благодаря этому оказалось возможным сформулировать некую "обобщенную" методику их прогнозирования. Основные положения такой методики приводятся ниже.

1. Прогноз эмиссии парниковых газов от сжигания топлива в энергетике преследует следующие основные цели;

- исследование влияния сроков и масштабов внедрения новых технологий в энергетику на сокращение выбросов парниковых газов;

- исследование влияния возможных мероприятий по структурной перестройке энергетики (увеличение доли АЭС, возобновляемых источников энергии и т.д.) на сокращение выбросов парниковых газов;

- выявление динамики изменения выбросов парниковых газов в энергетике: в целом по стране, регионам и основным энергоносителям;

- сопоставление эффекта от снижения парниковых газов с затратами в мероприятия по их сокращению.

2. Для достижения перечисленных целей желательно рассмотреть не только ближайшую перспективу (15-20 лет), но и более отдаленное будущее (40-50 лет).

3. В основе исследования необходимо использовать сценарный подход, когда на основании опыта и интуиции исследователей рассматривается ограниченный набор крайних сочетаний условий развития энергетики (социально-экономических, технологических, ценовых, экологических и т.д.) и для каждого из них разрабатывается свой сценарий развития энергетики. Формирование рекомендаций по развитию энергетики производится на основе сравнительного анализа полученных сценариев.

4. В качестве основного инструмента исследования необходимо использовать моделирование с использованием ЭВМ, позволяющее значительно усиливать прогностические возможности и за счет этого исследовать и изучать тенденции и причинно-следственные связи в энергетике.

На рис.1 представлена предлагаемая автором упрощенная схема прогнозирования эмиссии парниковых газов в энергетике.

Мировая модель энергетики

Конъюнктура рынка

энсргоресурсов и глобальные выбросы парниковых газов

Технико-экономические и экологические показатели лерелеютмых технологий

X

X

| Модели освоения > | энергоресурсов '

I_________________I

Опенке предельно возможных уровней добычи энергетических ресурсов и удельных затрат на добыч}

Динамическая модель оптимизации территориально-производственной структуры ТЭК страны

Основные результаты

Эффективные размеры

использования основных видов энергоресурсов

Рациональные масштабы внедрения новых

технологий

Масштабы сооружения и районы размещения новых энергетических объектов

Замыкающие затраты на топливо и электроэнергию по регионам страны

Оценка в динамике

эмиссии парниковых газов и удельных выбросов по стране и регионам

Рис. 1. Схема прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике

Центральное место в схеме прогнозирования эмиссии парниковых газов в энергетике занимает динамическая модель оптимизации территориально-производственной структуры ТЭК страны. Расчеты на этой модели позволяют (для разных вариантов развития экономики, запасов энергоресурсов и других внешних условий развития энергетики) определить: 1) наиболее эффективные размеры использования основных видов первичных энергоресурсов (нефть, газ, уголь, ядерная энергия, гидроэнергия); 2) рациональную (в том числе с учетом ограничений на выбросы парниковых газов) схему топливоснабжения потребителей, включая электростанции; 3) рациональные масштабы внедрения новых технологий в топливных отраслях, электро- и теплоэнергетике и энергетическом хозяйстве потребителей; 4) рациональные масштабы сооружения и районы размещения новых энергетических объектов с учетом экономических и экологических факторов; 5) замыкающие затраты на топливо и электроэнергию по регионам страны.

Б. Полученные таким образом сценарии развития топливно-энергетического комплекса России позволяют в динамике оценить изменение эмиссии парниковых газов и рассчитать их удельные выбросы (так называемые "базисные" линии) на производство электроэнергии и тепла по стране и регионам, ю

В настоящее время можно выделить два основных направления развития и использования отечественных и зарубежных моделей для прогнозирования выбросов парниковых газов на уровне страны.

1. Макроэкономические (имитационные) модели, как правило, имеют модульную структуру с выделением макроэкономического, энергетического и экологического модулей. Такой подход используется, в частности, в зарубежных моделях MIDAS, ESG, GEM-E3, MELODIE, Poles; модельных комплексах ENPEP, IKARUS, LEAP, MESAP, NEMS; в отечественных модельных комплексах МАКРО-ЭН, ЭКЭН.

Экологический модуль моделей позволяет в общем случае получить прогноз выбросов парниковых газов и наметить в первом приближении набор крупномасштабных мероприятий по их снижению

Основной недостаток таких моделей - агрегированное представление прогнозируемых энергетических мероприятий и не учет территориального фактора.

2. Модели энергетических систем и их комплексов. Отличительной особенностью этих моделей является детальное описание технологической структуры энергетических объектов, их производственных и территориальных связей от добычи (производства) до конечного потребления энергоносителей. Такие модели могут быть как оптимизационными, так и имитационными.

Наиболее известными зарубежными моделями энергетических систем являются MARKAL, MESSAGE, EFOM-ENV. Перечисленные модели по своему назначению и принципам формирования достаточно близки. Они предназначены для решения трех основных задач долгосрочного прогнозирования: 1) выявить основные тенденции и пропорции развития энергетического баланса страны; 2) оценить эффективность и масштабы внедрения новых направлений научно-технического прогрессд в производстве и потреблении энергоресурсов; 3) исследовать воздействие энергетики на окружающую среду.

В. На базе модели EFOM-ENV/GAMS в ИСЭМ СО РАН (с участием автора диссертационной работы) разработана и активно используется динамическая территориально-производственная модель ТЭК России.

Модель позволяет учитывать территориально-технологическую структуру производства топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), а также включает следующие блоки: потребления топлива и энергии, экологический,

il

финансово-экономический и внешней торговли. Территориальный срез модели описывает энергетику России в разрезе четырех регионов: европейская часть, Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток. При этом энергетика каждого региона представлена 6 секторами, из которых 5 (нефтяной, газовый, угольный, электроэнергетика и теплоэнергетика) относятся к производственным и 1 - к потребительскому сектору. Временной срез модели рассматривается в двух аспектах: период до 2020 г. моделируется с выделением пятилетних этапов, перспектива до 2050 г - с выделением десятилетних этапов. Технологический срез каждого сектора моделируется группами существующих и перспективных энергетических объектов и технологий. Для представления в модели каждого из рассматриваемых первичных энергоресурсов (нефть, природный газ, уголь, ядерная энергия, гидроэнергия) и конечных энергоносителей используется принцип последовательного описания четырех основных стадий преобразования энергоресурсов: добыча, переработка (преобразование), распределение и потребление конечных энергоносителей.

Экологический блок представлен: во-первых, показателями, характеризующими удельные выбросы Яс вредных веществ с в атмосферу всеми рассмотренными энергетическими объектами р, видами транспорта (т, п) и конечными потребителями d\ во-вторых, технико-экономическими показателями технологий а, за счет внедрения которых можно снизить выброс рассмотренных вредных примесей в атмосферу региона, и, в третьих, показателями, задающими (осредненные по территории региона) предельно допустимые выбросы ( Ет.гх'с<г) вредных веществ с в атмосферу региона г на этапе i, в качестве которых в модели рассматриваются: SO2, NOx, С02, зола. Для каждого региона г экологический блок модели представлен следующими уравнениями и переменными:

_t

IХр

per m/ia- da- ^

+Z X x 4,/y- - ■Eroaxc/

а p

где л'а р<г =а)'ах Xpj, при этом т{а- число, задающее долю мощности энергетического объекта р, которая может быть оборудована технологиями а

по снижению вредных выбросов в регионе г в период / (Аа,р,г - Ра,с,р~

коэффициент, задающий снижение вредных выбросов с в атмосферу, при оборудовании объекта р технологией а.

В качестве основного критерия оптимизации в модели рассматривается минимум суммарных дисконтированных затрат (на добычу, переработку, транспорт, снижение вредных выбросов и энергосбережение энергоносителей) за весь расчетный период.

Г. С использованием предлагаемой модели в работе для двух сценариев развития экономики дается прогноз развития электроэнергетики России на период до 2050 г., показаны возможные структурные изменения, а также приводится динамика изменения выбросов парниковых газов.

Основные макроэкономические показатели сценариев развития экономики приведены в табл. 1.

Таблица 1

Прогноз развития экономики и электропотребления в России_

Годы

Показатели 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Оптимистический сценарий

ВВП, % к 2000 г. 100 173 334 494 671 857

Среднегодовые темпы роста ВВП, % 5,7 6,8 4,0 3,1 2,5

Население, млн чел 145 140 138 133 127 123

ВВП'на душу населения, % к 2000 г 100 176 351 540 770 1014

Электроэнергия, млрд.кВт.ч 864 1035 1300 1600 1930 2250

Среднегодовые темпы роста, % 1,8 2,3 2,1 1,9 1,5

Электроемкость ВВП, доля от уровня 2000 г. 1 0,69 0,44 0,37 0,33 0,3

Душевое потребление, тыс кВтч/чел 6,0 7,4 9,4 12,0 15.2 18,3

Умеренный сценарий

ВВП, % к 2000 г. 100 154 233 336 466 606

Среднегодовые темпы рои а ВВП, % 4,4 4,2 3,7 3,3 2,7

Население, млн.чел. 145 139 132 124 116 108

ВВП на душу населения, % к 2000 г. 100 162 257 392 581 810

Электроэнергия, млрд.кВт.ч 864 995 1185 1380 1600 1820

Среднегодовые темпы роста, % 1,4 1,8 1,5 1,5 1,3

Электроемкость ВВП, доля от уровня 2000 г. 1 0,74 0,58 0,47 0,40 0,35

Душевое потребление, тыс.кВтч/чел 6,0 7,2 9,0 11,1 13,8 16,9

В табл.2 и 3 представлены полученные в результате расчетов варианты развития электроэнергетики, а также объемы и структура КПТ, расходуемого на электростанциях страны.

Исследования показали, что для обеспечения требуемых приростов производства электроэнергии необходимо будет к 2050 г. ввести 415 ГВт новых мощностей в умеренном сценарии и 490 ГВт в оптимистическом, из них: 102-113 ГВт (23-25%) на АЭС, 64-73 ГВт (14-15%) на ГЭС и 249-304 ГВт (60-62%) на ТЭС (табл.2). Установленная мощность электростанций России к 2050 году должна будет увеличиться по сравнению с 2000 г. в 1,61,9 раза и составить 340-396 ГВт (табл.2).

За рассматриваемый период наиболее заметных изменений можно ожидать в топливоснабжении электростанций и, прежде всего, в европейской части России. В настоящее время в топливном балансе электростанций региона газ составляет примерно 81%, уголь и прочие - 13%. Расчеты показали, что к 2050 г. доля газа может снизиться до 34-50%, а доля угля и прочих наоборот увеличиться до 63-47% (табл.3). При увеличении расхода топлива на электростанциях региона в 1,3-1,6 раза, потребление угля должно возрасти в 6-7 раз и составит 140-160 млн. т у.т.

Таблица 2

Прогноз развития электроэнергетики России

1 оптимистический сценарий умеренный сценарий

1 Показатели 2000 годы годы

1 - 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Производство электроэнергии, ТВт.ч, всего 878 1358 1670 2020 2360 1238 1450 1690 1921

АЭС 131 328 420 536 702 285 358 462 591

ГЭС 165 212 230 254 283 212 230 237 237

ТЭС 582 818 1020 1230 1375 741 862 991 1099

в том числе в европейской части, ТВт.ч 595 879 1087 1311 1524 798 941 1094 1232

АЭС 131 319 407 509 660 276 345 436 552

ГЭС 62 72 78 78 78 72 78 78 78

ТЭС 402 488 602 724 786 450 518 580 602

Установленная 212,8 241 305 348 396 224 265 300 340

мощность, ГВт. АЭС 21,3 48,5 61 77 101 44,5 56 72 92

ГЭС 443 53,5 58 63 63 53,5 58 59 59

ТЭС 147.2 139 186 208 232 126 151 169 189

Ввод мощностей, ГВт. 126 248 362 490 109 208 298 415

АЭС 35 55 77 113 31 50 72 102

ГЭС 9 29 48 73 9 29 44 64

ТЭС 82 164 237 304 69 129 182 249

Демонтаж, ГВт 98 155 226 307 98 156 211 288

АЭС 8 15 21 33 8 15 21 31

ГЭС 0 15 29 54 0 15 29 49

ТЭС 90 125 176 219 90 125 160 207

Таблица 3

Прогноз потребления котельно-печного топлива на электростанциях России

оптимистический сценарий умеренный сценарий

Показатели 2000 Годы годы

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Расход КПТ, млн. ту.т,

всего 278 370 403 440 494 340 360 390 425

В том числе

газ 176 229 248 234 210 190 212 177 125

мазут 15 17 15 13 13 15 15 13 13

уголь и прочие 87 124 140 193 271 135 135 200 287

Тоже,»/. 100 100 100 100 100 100 100 100 100

газ 63 62 62 53 43 56 59 45 29

мазут 5 5 4 3 3 4 4 3 3

уголь и прочие 32 33 34 44 54 40 36 52 68

В том числе в европейс-

кой часта, млн. ту.т 192 232 246 265 298 215 225 240 255

В том числе

газ 156 170 185 171 150 144 167 127 87

мазут 12 12 и г 8 11 9 8 8

уголь и прочие 24 50 50 86 140 60 49 105 160

То же, % 100 100 100 100 100 100 100 100 98

газ »1 73 76 65 50 67 74 53 34

мазут 6 5 4 3 3 5 4 3 3

уголь и прочие 13 22 20 32 47 28 22 44 63

Предполагаемое изменение условий топливоснабжения тепловых

электростанций в европейских районах страны (с постепенной переориентацией на использование угля) и ужесточение экологических требований обусловливают существенные изменения в структуре мощностей ТЭС по типам электростанций. На рис.2 приведена динамика изменения в

структуре мощностей ТЭС в оптимистическом сценарии развития ТЭК.

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Рис. 2. Структура мощностей тепловых электростанций в европейской части России

Полученные количественные оценки долгосрочного развития электроэнергетики России позволили определить величину эмиссии парниковых газов от сжигания топлива на ТЭС (рис.3). Расчеты показывают, что объем выбросов С02 на электростанциях может увеличиться по сравнению с 2000 г. в 1,3-1,4 раза к 2030 г. и в 1,8-2,0 раза к 2050 г. При этом основным источником роста парниковых газов на электростанциях будет уголь, выбросы от сжигания которого за рассматриваемый период могут увеличиться более, чем в 3,6 раза, а их доля в структуре выбросов ТЭС (от разных видов топлива) вырасти более чем 1,8 раза (с 36% в 2000 г. до 67% к 2050 г.).

Рис. 3. Прогноз выбросов СОг при сжигании котельно-печного топлива на электростанциях России, млн т

На рис.4 показана доля выбросов С02 (от уровня 1990 г.) от ТЭС по двум регионам России. Из рис.4 видно, что если в европейской части России выбросы от сжигания топлива на ТЭС превысят уровень 1990 г. только после 2040 г., то в азиатской части это может произойти уже в 2010 г., а к концу рассматриваемого периода это превышение увеличится в 1,8 раза (против 1,2 по европейской части).

%

2000 2010 2020 2030 2040 2050

□ Россия ИЕвропейская часть ИАзиатская часть

Рис. 4. Доля выбросов СО2 (от уровня 1990 г.) при сжигании котельно-печного топлива на электростанциях России (оптимистический сценарий)

Таким образом, расчеты показывают, что среди регионов России наиболее неблагоприятными с точки зрения динамики роста выбросов парниковых газов от электростанций являются регионы азиатской части России.

Проведенные расчеты позволили также определить динамику изменения показателей удельных выбросов СОг (г ССЬ/кВтч) для различных регионов страны (так называемые "базовые линии"). Представляется, что эти показатели могут быть использованы в первом приближении при оценке экологической предпочтительности внедрения новых проектов на различных территориях России. Из расчетов следует, что азиатская часть России по величине этих показателей значительно превосходит европейскую. Поэтому именно в этой части России имеется существенный потенциал снижения выбросов парниковых газов как за счет структурных преобразований в электроэнергетике (например, более широкомасштабного вовлечения возобновляемых и нетрадиционных источников энергии и природного газа), так и за счет активного внедрения новых технологий сжигания топлива.

Д. В рассмотренном выше оптимистическом (базовом) сценарии развития электроэнергетики суммарное превышение выбросов СОг от сжигания топлива на электростанциях в период с 2030 по 2050 гг. составляет около 4,5 млрд.т.1

' При условии, что обязательство России в Киотском протоколе не превышать уровень выбросов парниковых газов 1990 г. будет распространяться на весь рассматриваемый 50-летний период,

Для оценки мероприятий по сокращению выбросов рассматривались четыре сценария развития электроэнергетики страны: атомный, газовый, угольный (с отбором и утилизацией СОг) и угольный в сочетании с использованием нетрадиционных возобновляемых источников электроэнергии (табл.4)

Таблица 4

Характеристика сценариев развития электроэнергетики России в 2050 г.

Показатели Сценарии

Базовый Уровень С02 - 1990 г.

Атомный Газовый Угольный Угольный +НВЭИ

Установленная мощность, ГВт-ч

АЭС 101 158 101 101 101

НВИЭ 2,6 2,6 13 15 27,3

Доля в общем производстве

электроэнергии,%

АЭС 30 47 30 30 30

НВИЭ <1 <1 и 3

Потребление КПТ на ТЭС, %

газ 100 100 i6i 100 100

уголь 100 63 38 104 92

Суммарные заграш за 50 лет, % 100 100,8 101,9 102,8 103,3

Выбросы С02 за 50 лет, % 100 96 96 96 96

1 ) Атомный сценарий - для сокращения выбросов СОг за счет развития атомной энергетики установленная мощность АЭС должна будет возрасти до 158 ГВт в 2050 г. против 100 ГВт в базовом сценарии (прирост предполагается за счет строительства реакторов П1 поколения на быстрых реакторах с капиталовложениями 2300-2500 долл./кВт), а доля АЭС в общем производстве электроэнергии в стране к концу рассматриваемого периода увеличится до 47% по сравнению с 15% в настоящее время. Это позволит сократить потребление угля на электростанциях (в основном в европейской части России) на 95-100 млн.т у.т. или на 37% по сравнению с базовым сценарием. Суммарные дисконтированные затраты на развитие ТЭК по этому сценарию (по сравнению с базовым сценарием) увеличатся на 0,8%.

2) В газовом сценарии (при тех же масштабах развития АЭС, что и в базовом сценарии) для снижения выбросов СО2 потребуется увеличить потребление природного газа на электростанциях России должно увеличится на 135 млн. т у.т. (на 61% по сравнению с базовым сценарием). Необходимые объемы газа предполагается обеспечивать за счет вовлечения месторождений шельфов арктических морей с капиталовложениями 400-500 долл./ЮОО м3.

Это позволит вытеснить уголь из топливного баланса электростанций в объеме 160-170 млн. т у.т. и его доля в потреблении топлива на электростанциях не превысит 38% от базового сценария. Суммарные дисконтированные затраты на развитие ТЭК по газовому сценарию увеличатся на 1,9%.

3) Угольный сценарий — для сокращения выбросов СОг в этом сценарии предполагается крупномасштабное внедрение на угольных станциях технологий по отделению С02 из отходящих газов с последующей его утилизацией. Оснащение электростанций такими технологиями позволит на 85-90% снизить выбросы С02 в отходящих газах, однако при этом на 30% повысятся удельные капиталовложения в сооружение электростанций и на 810% снизится их КПД (увеличивается расход электроэнергии на собственные нужды), что приведет к дополнительному расходу угля на электростанциях. Суммарные дисконтированные затраты на развитие ТЭК по угольному сценарию увеличатся на 2,8%.

4) В четвертом сценарии - угольный +НВИЭ (при тех же масштабах развития атомной энергетики и газовой промышленности, что и в базовом сценарии) рассматривается возможность частичного замещения угольных электростанций более дорогими нетрадиционными возобновляемыми источниками производства электроэнергии (на уровне 3% от общего производства электроэнергии в стране к 2050 г.). Это позволяет на 8% (относительно базового сценария) снизить расход угля на электростанциях. Суммарные дисконтированные затраты на развитие ТЭК в этом сценарии возрастут на 3,3%.

Затраты на сокращение выбросов СО2 (до уровня 1990 г.) по каждому сценарию в первом приближении могут быть оценены по превышению в приведенных затрат в развитие ТЭК относительно базового сценария. В качестве показателя эффективности дополнительного снижения выбросов С02 (до уровня 1990 г.) относительно базового сценария будут выступать затраты на снижение 1 т выбросов С02. На рис.5 по каждому из рассмотренных сценариев приведены полученные в результате расчетов затраты на сокращение 1 т СОг. Дополнительное снижение выбросов С02 за счет того или иного мероприятия (сценария) будет оправдано, если затраты на снижение 1 т выбросов С02 на ТЭС будут ниже стоимости покупки квот на международных рынках. По оценке зарубежных специалистов стоимость

квот на международном рынке в перспективе прогнозируется на уровне 5-25 долл./тСОг-

ДОЛЛ /тСОг

30,0 25 0 20.0 16,0 10 0 60 00

5,7

Атомный Газовый Угольный Угольный +НВИЭ

(отдел С02)

сценарии

Рис.5. Затраты на 1 т сокращаемых выбросов С02

В третьей главе дается описание методического подхода для эколого-экономической оценки проектов по сокращению выбросов парниковых газов.

Укрупненная схема методического подхода приводится на рис.6. Предлагаемый методический подход включает два этапа.

На первом этапе для базового сценария развития электроэнергетики страны, полученного с помощью динамической модели ТЭК, рассчитываются в динамике удельные выбросы СО2 (так называемые "базовые линии") и замыкающие затраты на единицу отпускаемой электроэнергии в рассматриваемых регионах.

На втором этапе для каждого рассматриваемого проекта / рассчитываются:

1) объем сокращенных выбросов С02 при реализации проекта в регионе

Г:

/=1

где: с£Эг - удельные выбросы СО2 по базовому сценарию развития

электроэнергетики в регионе г в году ?; - удельные выбросы С02 по

проекту в регионе г в году /; Ш'г - производство электроэнергии по проекту; Г - срок службы проекта.

Модель ТЭК

Этап I

Показателя удельных выбросов«?^ = ' по

территории г (г = 1,11) в электроэнергетике в году /

Замыкающие затраты з' на электроэнергию по территории г в году <

Расчет показателей эколого-экономической

эффективности 1-го (/' = 1,7 ) проекта на территории г

... — +------

Этап II

Показатели удельных выбросов СОг по /'-му проекту (д'г)

Расчет объема сокращенных выбросов для ¡-го проекта на г-й территории

01 = 1 -я:г)

Расчет суммарных дисконтированных приведенных затрат по 1-му проекту на территории г

с1 = I (я,; + ю-й1

Расчет суммарных дисконтированных замыкающих затрат по 1-му проекту на территории г

з1 = I к

■Ко'

Расчет минимальной удельной стоимости сокращенных выбросов по 1-му проекту на территории г с*. = - 3*) /01

Критерий

< с.

¡ = ;+/

нет

Принятие проекта

Рис. 6. Оценка эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике

2) суммарные дисконтированные приведенные затраты на производство электроэнергии по проекту:

с:=£(#:+*:)•£'> т

1-1

где: И'1Г - постоянные и переменные затраты, связанные с функционированием

¡-го проекта в регионе г в году К'г - капитальная составляющая затрат /-го проекта на производство электроэнергии в регионе г в году V, О'-коэффициент дисконтирования в году t.

3) суммарные дисконтированные замыкающие затраты2 на производство

электроэнергии по г-му проекту:

где: з'- удельные замыкающие затраты на производство электроэнергии по

базовому сценарию развития электроэнергетики в регионе г в году -

производство электроэнергии по рассматриваемому проекту в регионе г в году Т — срок службы проекта.

4) минимальная удельная стоимость единицы сокращенных выбросов С02:

(5)

где: - объем сокращенных выбросов С02 при реализации г'-го проекта.

Продажа сокращенных выбросов С02 по этой стоимости позволит компенсировать разницу в стоимости производства электроэнергии по рассматриваемому проекту и по замыкающему объекту (полученному в результате расчета модели ТЭК) и тем самым сделать проект экономически эффективным.

Ранжирование проектов по стоимости единицы сокращения выбросов позволит на предварительном этапе выделить наиболее привлекательные для инвестора (заинтересованного в получении сокращенных выбросов парниковых газов) проекты в регионе.

В соответствии с предложенным методическим подходом дается оценка эколого-экономической эффективности внедрения НВЭИ (ветровых

2 Рассчитываются затраты на эквивалентное /- тому проекту производство электроэнергии при замыкающих затратах (прогнозируемых тарифах), полученных на первом этапе

электростанций (ВЭС), малых ГЭС (МГЭС) и солнечных электростанций (СЭС) в электроэнергетику Восточной Сибири.

Основные технико-экономические показатели рассмотренных проектов приведены в табл.5

Таблица 5

Технико-экономические показатели проектов НВЭИ в Восточной Сибири

№ Показатели Единица ВЭС МГЭС СЭС

п/п измерения

1 Установленная мощность МВт 1 1 1

2 Число часов использования ч. 1800-2000 2500-3500 1700

3. Производство электроэнергии млн.кВтч 1,8-2,0 2,5-3,5 1,7

4. Срок эксплуатации лет 25 40 20

5. Удельные капиталовложения долл /кВт 1300-1700 2300-2700 4000-6000

6 Эксплуатационные затраты долл /кВт 34-44 59-69 101 5-151 5

цент/кВтч 2,0-2,3 2,5-2.1 5,8-8,5

В табл. 5 представлены результаты расчетов минимальной стоимости сокращенных выбросов СО2 для рассмотренных проектов.

Таблица 6

Эколого-экономическая оценка проектов НВЭИ в Восточной Сибири

№ Показатели Единица ВЭС Малые СЭС

п/п измерения ГЭС

1. 2. Суммарные приведенные затраты по проекту* Удельные приведенные затраты млн. долл 1,85-2,41 3,44-4,05 5,63-8,43

на производство электроэнергии по проекту цент/кВт-ч 8,3-9,7 7,2-8,6 26,5-39,7

3. Суммарные замыкающие затраты

4. на производство электроэнергии** Удельные замыкающие затраты на млн. долл. 1,04 1,86 0,98

производство электроэнергии в регионе(эЭГ/) цент/кВт-ч 4,63 4,63 4,63

5. Объем сокращенных выбросов С02 тыс т 16-18 45-63 13-14

6. Расчетная минимальная

удельная стоимость сокращенных выбросов СО2 ДОЛЛ./Т 50-70 25-35 305-485

* - коэффициент дисконтирования - 6 %.

**- рассчитываются затраты на производство электроэнергии (эквивалентное рассматриваемому проекту) на замыкающей электростанции

Анализ результатов исследований позволил сделать следующие выводы: 1. Сопоставление проектов по минимальной стоимости сокращенных выбросов СОг позволяет проранжировать проекты по степени их

привлекательности для инвесторов, заинтересованных в получении квот на сокращенные выбросы парниковых газов.

2. Наименьшие затраты по сокращению выбросов С02 будут иметь место при сооружении малых ГЭС и наибольшие при строительстве СЭС

3. Без учета эффекта от продажи (переуступки) сокращенных выбросов СОг не один из рассмотренных проектов не может конкурировать с замыкающими источниками (Ц„г>з„■), полученными в базовом сценарии развития электроэнергетики в Восточной Сибири.

Основные результаты работы

Выполненные автором исследования позволили получить следующие результаты:

1. Показана роль ТЭК и электроэнергетики в выбросах парниковых газов от сжигания топлива в России. Сформулированы основные особенности, принципы и механизмы сокращения выбросов парниковых газов в энергетике.

2. Предложена методика прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике страны и регионов с использованием динамической территориально-производственной модели оптимизации ТЭК страны, позволяющая:

выявить рациональные направления научно-технического прогресса в производстве, преобразовании и использовании энергии и оценить последствия для окружающей среды от их внедрения;

определить состав и размеры возможных мероприятий по структурной перестройке энергетики с целью ослабления негативного влияния парниковых газов на окружающую среду;

оценить динамику изменения выбросов парниковых газов в энергетике: в целом по стране и основным энергоносителям, регионам и выявить среди них наиболее неблагоприятные.

3. Приводятся результаты исследования развития электроэнергетики России на период до 2050 г. Для двух сценариев развития экономики и энергетики страны (умеренного и оптимистического) получены:

возможные структурные изменения в электроэнергетическом секторе страны и регионов;

динамика выбросов СОг от сжигания топлива на электростанциях по регионам России;

динамика изменения показателей удельных выбросов С02 (базисные линии) и замыкающих затрат при производстве электроэнергии для различных регионов страны.

Показано, что азиатская часть России по величине показателей удельных выбросов С02 на производство электроэнергии будет значительно превосходить европейскую часть. Поэтому именно в этой части России имеется существенный потенциал для снижения выбросов парниковых газов как за счет структурных преобразований в электроэнергетике (например, более широкомасштабного вовлечения возобновляемых и нетрадиционных источников энергии), так и за счет активного внедрения новых технологий сжигания топлива.

4. Дана оценка мероприятий по сокращению выбросов С02 в электроэнергетике России и получена стоимость сокращения 1 т С02 для различных сценариев. Для оценки мероприятий по сокращению выбросов рассматривались четыре сценария развития электроэнергетики страны атомный, газовый, угольный (с отбором и утилизацией С02) и угольный в сочетании с использованием нетрадиционных возобновляемых источников электроэнергии. Затраты на сокращение выбросов С02 (до уровня 1990 г.) по каждому сценарию в первом приближении могут быть оценены по превышению в приведенных затрат в развитие ТЭК относительно базового сценария. В качестве показателя эффективности снижения выбросов С02 (до уровня 1990 г.) относительно базового сценария будут выступать затраты на снижение 1 т выбросов С02. Дополнительное снижение выбросов С02 за счет того или иного мероприятия (сценария) будет оправдано, если затраты на снижение 1 т выбросов С02 будут ниже стоимости покупки квот на международных рынках.

5. Разработан методический подход для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике, позволяющий

а) рассчитать объем сокращенных выбросов С02 от реализации "нового" проекта и связанные с этим проектом затраты на производство электроэнергии;

б) определить показатель эколого-экономической эффективности проекта -минимальную стоимость сокращенных выбросов С02, при продаже которых реализация проекта становится эффективной.

6. В соответствии с разработанным автором методическим подходом получены оценки эколого-экономической эффективности внедрения "новых" проектов по сокращению выбросов С02 (возобновляемых нетрадиционных источников энергии) в электроэнергетику Восточной Сибири. Это позволит оценить конкурентоспособность рассмотренных проектов относительно замыкающий электростанций в регионе и проранжировать их по степени привлекательности для инвесторов, заинтересованных в получении сокращенных выбросов.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

1. Rentz О., Fichtner W., Graehl S., Tchemezov A. Determination of C02-emissions factors of electricity production for the "Nizhni Novgorod Wastewater Treatment Plant Project". Report for RWB SA Engineers. - Karlsruhe. January 2001. -14 p.

2. Чемезов A.B, Рациональное направление развития энергетики России с позиции требований Киотского протокола по выбросам парниковых газов // Системные исследования в энергетике. Вып. 31- Иркутск: ИСЭМ СО РАН,

2001.-С.185-191.

3. Чемезов А.В. Устойчивое развитие энергетики России при рациональном природопользовании II Молодежь и пути России к устойчивому развитию. Вторая республиканская школа-конференция. Сб. докладов -Красноярск. 2001. - С.57-60.

4. Чемезов А.В. Один из возможных подходов к оценке эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов (на примере электроэнергетики) // Системные исследования в энергетике Вып. 32 - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001. - С.200-206.

5. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Энергетика России в первой половине XXI века: прогнозы, тенденции, проблемы // Энергетическая политика. - 2002. - №4. - С.16-25.

6. Saneev B.G., Lagerev A.V., Khanaeva V.N., Tchemezov A.V. Outlooks of Russia's Power Industry Development in the 21м Century and Greenhouse Gas Emissions // Energy Cooperation in Northeast Asia: Prerequisites, Conditions, Ways / Proceedings of the International Conference. (September 9-13, 2002, Irkutsk, Russia), Edited by N.I Voropai and D.N. Efimov. - Irkutsk: Energy Systems Institite,

2002.-P. 89-94.

7. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов // Энергетическая политика.-2003.-№ 1.-С. 5-12.

8. Saneev B.G., Lagerev A.V., Khanaeva V.N., Tchemezov A.V. Russia's energy in the first half of the 21" century // International Journal of Energy Technology and Policy, (находиться в печати).

9. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Сценарии развития энергетики России до 2050 г. // Энергетика XXI века: Глобальные тенденции и проблемы, их проявления в энергетике России (монография находиться в печати)

10. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Экономическая эффективность и масштабы развития атомной энергетики России в первой половине XXI века // Всероссийская научно-техническая конференция. Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов. - Санкт-Петербург. - 1 октября - 2 октября 2003.

11. Saneev B.G., Lagerev A.V., Khanaeva V.N., Tchemezov A.V. Prospects for electric power sector development in Russia in the 21st century and greenhouse gas emissions // World climate change conference. - Moscow. -September, 29 -October, 3 2003.

Подписано к печати 24<9/2003 г Формат бумаги 60x90 1" 6 Объем 1,3 пл Тираж 100 эхэ Заказ № 406

Ризограф ИСЭМ СО РАН

664033, г Иркутск, ул Лермонтова, 130

РНБ Русский фонд

2005:4 13987

09 ОКШЗ

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ СОКРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В ЭНЕРГЕТИКЕ ^ 1.1. Роль ТЭК и электроэнергетики в выбросах парниковых газов в

России.

1.2. Основные принципы и механизмы сокращения выбросов парниковых газов в энергетике.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В ^ ЭНЕРГЕТИКЕ

1 2.1. Методические основы прогнозирования эмиссии парниковых газов в энергетике.

2.2. Отечественный и зарубежный опыт развития моделей для прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике.

2.3. Динамическая территориально-производственная модель ТЭК России.

2.4. Сценарии развития электроэнергетики России на перспективу до 2050 г.

2.5. Прогноз выбросов С02 от сжигания топлива на электростанциях f России.

2.6. Оценка мероприятий по сокращению выбросов СОг в электроэнергетике России

ГЛАВА 3. ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТОВ ПО СОКРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

3.1. Методический подход для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике.

3.2. Оценка эколого-экономической эффективности проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике

Восточной Сибири.

Актуальность. Угроза глобального потепления климата в настоящее время признается мировым сообществом едва ли не самой опасной из экологических угроз на Земле. Потепление климата неизбежно вызовет негативные последствия - повышение уровня мирового океана и затопление низменных территорий, таяние вечной мерзлоты и разрушение возведенных на ней сооружений, увеличение частоты и силы всевозможных аномальных и экстремальных погодно-климатических явлений (засух, наводнений, ураганов, смерчей, резких выбросов температуры и т.д.) [18, 25, 63, 120].

Еще в начале XIX века французский математик и физик Ж. Фурье высказал предположение, что атмосфера земли подогревает ее поверхность, пропуская к ней солнечное излучение с высокой энергией и не давая выйти длинноволновой тепловой радиации, отражающейся от земной поверхности [2].

Этот эффект создается так называемыми парниковыми (тепличными) газами (углекислый газ (СО2), метан (СН4), закись азота (N2O) и др.), а сам процесс потепления климата назвали «парниковым эффектом». Более поздние исследования показали высокую корреляцию между ростом концентрации тепличных газов в атмосфере и глобальным потеплением климата на земле [63].

Начиная с середины XIX столетия (с началом промышленной революции) значительный вклад в рост концентрации парниковых газов в атмосфере вносит антропогенный фактор. При этом примерно 80% парниковых газов, образующихся в результате человеческой деятельности, приходится на СО2. По данным Международного энергетического агентства три четверти антропогенных выбросов углекислого газа в мире выбрасывается при производстве и использовании ископаемых видов топлива. В настоящее время Россия занимает третье место в мире по выбросам СО2 от сжигания топлива (7% от мировых выбросов) [87, 88].

Среди основных работ, посвященных исследованию влияния энергетики на выбросы парниковых газов в России, можно назвать работы Мастепанова A.M. [32], Плужникова О.Б. [43], Попова А. А. [43], Кононова Ю.Д. [22], Клименко В.В [21] и др.

Наиболее глубокие и обстоятельные исследования энергетических проблем и их влияния на выбросы парниковых газов в различных регионах мира были проведены в международном институте прикладного и системного k анализа (IIASA) такими учеными как David G. Victor [77], Nebojsa Nakicenovic

77], Nadejda Victor [77], Ger Klaassen [78], и др. г

Несмотря на продолжающиеся научные дискуссии относительно состава факторов (в том числе антропогенных) и механизмов их влияния на климатическую систему Земли мировое сообщество приняло решение о необходимости проведения национальных и международных мер по сокращению парникового эффекта. В этой связи в 1997 г. был принят Киотский протокол, определивший конкретные обязательства промышленно развитых стран и стран с переходной экономикой по выбросам парниковых газов. Как следует из Киотского протокола, ежегодная антропогенная эмиссия парниковых газов в России до 2012 г. не должна превысить уровень 1990 года. Состоявшаяся в Марракеше (Марокко, октябрь - ноябрь 2001 г.) Седьмая сессия Конференции сторон рамочной Конвенции ООН об изменении климата завершилась принятием пакета документов, определивших основные принципы, нормы и правила исполнения Киотского протокола [25].

В соответствии с Киотским протоколом для России открывается широкая * возможность привлечения в российскую экономику дополнительных инвестиций и современных энерго- и ресурсосберегающих технологий. Киотский протокол предоставляет такую возможность, если задействовать предусмотренные в нем рыночные механизмы с переуступкой части сокращенных выбросов, полученных в результате реализации совместных проектов, и международной торговли квотами на выбросы парниковых газов. Для принятия обоснованных решений в этих направлениях необходимо проведение детального и всестороннего анализа и исследования возможных последствий таких шагов. Должна быть дана комплексная оценка всего спектра социально-экономических и экологических факторов, стоимости ожидаемых затрат на реализацию новых проектов, возможностей и условий привлечения финансовых ресурсов для сокращения выбросов парниковых газов в России. Вступление в силу механизмов Киотского протокола и создание в России эффективной системы мониторинга и управления выбросами парниковых газов, наряду с прямыми эффектами, такими, как экономия топлива, за счет внедрения энерго- и ресурсосберегающих технологий, привлечение в российскую экономику дополнительных финансовых ресурсов может принести значительные социальные и экологические результаты. Снижение выбросов парниковых газов сопровождается, как правило, сокращением выбросов таких загрязнителей, как SO2, NOx, твердых частиц, тяжелых металлов и т. д.

В связи со значительной ролью эмиссии СОг от энергетического использования ископаемого топлива в общих выбросах парниковых газов, основные мероприятия по сокращению парниковых газов в России будут связаны в первую очередь с проектами снижения выбросов СО2 в энергетическом секторе страны.

В ближайшей перспективе основные направления развития энергетики России будут определяться "Энергетической стратегией России на период до 2020 г.", утвержденной распоряжением Правительства РФ от 28 августа 2003 г. [70].

Реализация Энергетической стратегии потребует решения ряда взаимоувязанных задач, среди которых особое значение для выполнения Россией обязательств Киотского протокола имеет задача повышения эффективности использования энергии на основе новых энергосберегающих технологий и оптимизации структуры генерирующих мощностей при одновременном росте энерговооруженности экономики, труда и быта населения, уменьшении экологической нагрузки на окружающую среду.

В зависимости от темпов развития экономики в период 2001-2020 гг. Энергетическая стратегия предусматривает увеличение внутреннего "> потребления первичных энергоресурсов в 1,1-1,3 раза (соответственно для пониженного и благоприятного сценариев развития экономики) при условии снижения энергоемкости валового внутреннего продукта (ВВП) соответственно в 1,7-2,0 раза. Полученные при этом оценки выбросов СОг показывают, что даже при благоприятно складывающихся экономических условиях и повышенных инвестициях в энергосбережение, уровень выбросов в 2020 г. (по сравнению с 2000 г.) в топливно-энергетическом комплексе страны может г увеличиться в 1,1-1,4 раза и составить около 95% от уровня 1990 г. [69].

Значительный вклад в выбросы парниковых газов вносит сжигание топлива на электростанциях (в настоящее время они дают 35-36% общих выбросов СО2 в стране). В перспективе эта доля будет постепенно увеличиваться. При этом основным источником роста выбросов парниковых газов на электростанциях будет уголь.

Приведенные в диссертационной работе результаты исследований содержат прогноз развития экономики и электроэнергетики России на период до 2020 г. и на перспективу до 2050 г., возможные структурные изменения в электроэнергетическом секторе страны в рассматриваемой перспективе и обусловленную ими динамику изменения выбросов СО2 от сжигания топлива на электростанциях по регионам России.

Оценка выбросов СО2 в электроэнергетическом секторе в долгосрочной перспективе позволяет более обоснованно судить о потенциальных > возможностях выполнения Россией принимаемых обязательств. В свою очередь анализ выбросов парниковых газов в территориальном разрезе позволяет выявить наиболее неблагополучные регионы, наметить мероприятия по их 1 сокращению, разработать методы и критерии их отбора и тем самым определить возможный потенциал снижения суммарных выбросов парниковых газов, как по отдельным территориям, так и по России в целом.

Среди факторов, влияющих на объемы выбросов С02 и требующих учета при исследовании, являются: динамика изменения внутреннего спроса на

•• электроэнергию в зависимости от сценариев развития экономики и проводимой энергосберегающей политики, масштабы развития АЭС и использования j возобновляемых источников энергии, масштабы и темпы внедрения научно-технического прогресса в энергетике, структура и объемы потребляемого топлива (газ, уголь, мазут) и др.

Одновременно оценить влияние изменения этих факторов на объем выбросов СОг без применения модельного инструментария — задача г практически невыполнимая. Поэтому для этих целей использовалась разработанная в ИСЭМ с участием автора оптимизационная динамическая модель топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России [36, 55].

Модель позволяет учитывать территориально-технологическую структуру производства топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), а также включает следующие блоки: потребления топлива и энергии, экологический, финансово-экономический и внешней торговли. Территориальный срез модели описывает энергетику России в разрезе четырех регионов: европейская часть, Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток. При этом энергетика каждого региона представлена 6 секторами, из которых 5 (нефтяной, газовый, угольный, электроэнергетика и теплоэнергетика) относятся к производственным и 1 - к потребительскому сектору. Временной срез модели рассматривается в двух аспектах: период до 2020 г. моделируется с выделением пятилетних этапов, перспектива до 2050 г. - с выделением десятилетних этапов. Технологический срез каждого сектора моделируется группами существующих и перспективных энергетических объектов и технологий. Для представления в модели каждого из рассматриваемых первичных энергоресурсов (нефть, природный газ, уголь, ядерная энергия, гидроэнергия) и конечных энергоносителей используется принцип последовательного описания четырех основных стадий преобразования энергоресурсов: добыча, переработка (преобразование), распределение и потребление конечных энергоносителей.

Экологический блок в модели представлен, во-первых, показателями, характеризующими удельные выбросы вредных веществ и парниковых газов в атмосферу всеми рассмотренными энергетическими объектами, видами транспорта и конечными потребителями; во-вторых, технико-экономическими показателями технологий, за счет которых можно снизить выбросы рассмотренных вредных примесей в атмосферу региона и, в-третьих, показателями (усредненными по территории региона), задающими предельно допустимые выбросы вредных веществ и парниковых газов в атмосферу.

В качестве основного критерия оптимизации в модели рассматривается минимум суммарных дисконтированных затрат (на добычу, переработку, транспорт, снижение вредных выбросов) за весь расчетный период.

В общем случае разработанная модель ТЭК России позволяет определить в динамике: энергетические балансы по стране и выделенным регионам; технологическую структуру отраслей ТЭК в зависимости от сценариев демонтажа оборудования, масштабов и темпов внедрения новых технологий; межрегиональные потоки топлива и электроэнергии; масштабы выбросов вредных веществ и парниковых газов по стране и регионам; замыкающие затраты на топливо и электроэнергию по регионам.

Основой развития электроэнергетики России на обозримую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. - 67-70% (против - 69% в 2000 г.). Ожидаемый высокий прирост выработки электроэнергии (почти на 40-80% к 2020 г.) при неизбежном росте цен на топливо (в первую очередь на природный газ), сложная экологическая обстановка во многих регионах страны и ужесточение экологических ограничений, потребуют оснащения электростанций новым высокоэффективным экологичным оборудованием и активного вовлечения возобновляемых и нетрадиционных источников электроэнергии. Это дает основание рассматривать электроэнергетику как отрасль наиболее привлекательную для технических инноваций и внедрения новых высокоэффективных проектов. Применение в этом случае механизмов Киотского протокола позволит реально создавать и реализовывать высоко ликвидный продукт - квоты на выбросы парниковых газов - и за счет этого повысить экономическую эффективность реализуемых проектов.

В диссертационной работе автором предлагается методический подход для оценки эколого-экономической эффективности "новых"1 проектов в электроэнергетике с применением экономико-математической модели ТЭК России. Он позволяет для каждого рассматриваемого региона определить: 1) замыкающие затраты и удельные выбросы СОг на производство единицы электроэнергии; 2) объем сокращенных выбросов СО2 от реализации "нового" проекта и связанные с этим затраты на производство электроэнергии; 3) показатель эколого-экономической эффективности проекта - минимальная стоимость сокращенных выбросов СО2, при продаже которых реализация проекта становится эффективной.

Предложенный методический подход использовался для оценки эколого-экономической эффективности внедрения новых проектов (нетрадиционных источников энергии - ветровых и солнечных электростанций, малых ГЭС) в электроэнергетику Восточной Сибири.

Целью диссертационной работы является: 1) усовершенствование методики прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике страны; 2) разработка методического подхода для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике; 3) оценка влияния различных сценариев развития электроэнергетики на выбросы парниковых газов в России в долгосрочной перспективе; 4) апробация предлагаемого методического подхода для оценки

1 Под "новыми" понимаются проекты, не вошедшие в основной (базовый) сценарий развития электроэнергетики в регионе, но внедрение которых возможно в рамках реализации киотских механизмов. эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Разработаны различные сценарии развития электроэнергетики России (по стране и крупным регионам) на перспективу до 2050 г. и показано их влияние на выбросы парниковых газов;

2. Рассмотрены различные мероприятия по сокращению выбросов парниковых газов при производстве электроэнергии в России и дана их экономическая оценка;

3. Дана экономическая оценка внедрения различных нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) в электроэнергетику Восточной Сибири, полученная с помощью разработанного автором подхода.

Практическая значимость

Проведенные исследования различных сценариев развития энергетики до 2050 г. позволили определить динамику изменения показателей удельных выбросов СС>2 при производстве единицы электроэнергии для различных регионов страны (базовые линии), выявить наиболее экологически неблагополучные регионы по этому показателю; наметить мероприятия по сокращению выбросов СОг при производстве электроэнергии и дать им экономическую оценку.

Разработанная (при активном участии автора) экономико-математическая модель топливно-энергетического комплекса страны и предложенный автором методический подход позволили сделать оценку эколого-экономической эффективности внедрения различных НВИЭ в электроэнергетику Восточной Сибири.

Результаты исследований использованы 1) при подготовке научного доклада "Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов" на международную конференцию" Энергетическая кооперация в Северо-Восточной Азии", - Иркутск. - 2002; 2) при формировании основных направлений развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г. ("Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока"), - Иркутск. — 2000; 3) в научном отчете "Условия, проблемы и направления развития ТЭК и ядерной энергетики России в первой половине XXI века во взаимосвязи с мировой энергетикой" 2002.

Апробация работы. Результаты исследований по теме диссертации опубликованы в 11 печатных работах. Они обсуждались на конференции научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2000 г., 2001 г., 2002 г.); на республиканской школе-конференции «Молодежь и пути России к устойчивому развитию» (Красноярск, 2001 г.), на футурологической конференции "Энергетика XXI века: Глобальные тенденции и проблемы, их проявления в энергетике России" (Иркутск, 2002 г., в соавторстве), на международной конференции: "Энергетическая кооперация в Северо-восточной Азии" (Иркутск, 2002 г., в соавторстве), на всероссийской научно-технической конференции. "Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов". (Санкт-Петербург, 2003 г., в соавторстве), и на всемирной конференции по изменению климата (Москва, 2003 г., в соавторстве).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав,

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные автором исследования позволили получить следующие результаты:

1. Показана роль ТЭК и электроэнергетики в выбросах парниковых газов от сжигания топлива в России. Сформулированы основные особенности, принципы и механизмы сокращения выбросов парниковых газов в энергетике.

2. Предложена методика прогнозирования выбросов парниковых газов в энергетике страны и регионов с использованием динамической территориально-производственной модели оптимизации ТЭК страны, позволяющая: выявить рациональные направления научно-технического прогресса в производстве, преобразовании и использовании энергии и оценить последствия для окружающей среды от их внедрения; определить состав и размеры возможных мероприятий по структурной перестройке энергетики с целью ослабления негативного влияния парниковых газов на окружающую среду; оценить динамику изменения выбросов парниковых газов в энергетике: в целом по стране и основным энергоносителям, регионам и выявить среди них наиболее неблагоприятные.

3. Приведены результаты исследования развития электроэнергетики России на период до 2050 г. для двух сценариев развития экономики и энергетики страны (умеренного и оптимистического) получены: возможные структурные изменения в электроэнергетическом секторе страны и регионов; динамика выбросов СОг от сжигания топлива на электростанциях по регионам России; динамика изменения показателей удельных выбросов СОг (базисные линии) и замыкающих затрат при производстве электроэнергии для различных регионов страны.

Показано, что азиатская часть России по величине показателей удельных выбросов СО2 на производство электроэнергии будет значительно превосходить европейскую часть. Поэтому именно в этой части России имеется существенный потенциал для снижения выбросов парниковых газов как за счет структурных преобразований в электроэнергетике (например, более широкомасштабного вовлечения возобновляемых и нетрадиционных источников энергии), так и за счет активного внедрения новых технологий сжигания топлива.

4. Дана оценка мероприятий по сокращению выбросов С02 в электроэнергетике России и получена стоимость сокращения 1 т СОг для различных сценариев. Для оценки мероприятий по сокращению выбросов рассматривались четыре сценария развития электроэнергетики страны: атомный, газовый, угольный (с отбором и утилизацией СОг) и угольный в сочетании с использованием нетрадиционных возобновляемых источников электроэнергии. Затраты на сокращение выбросов СОг (до уровня 1990 г.) по каждому сценарию в первом приближении могут быть оценены по превышению приведенных затрат в развитие ТЭК относительно базового сценария. В качестве показателя эффективности снижения выбросов СО2 (до уровня 1990 г.) относительно базового сценария будут выступать затраты на снижение 1 т выбросов СО2. Дополнительное снижение выбросов СОг за счет того или иного мероприятия (сценария) будет оправдано, если затраты на снижение 1 т выбросов С02 будут ниже стоимости покупки квот на международных рынках.

5. Разработан методический подход для оценки эколого-экономической эффективности новых проектов по сокращению выбросов парниковых газов в электроэнергетике, позволяющий а) рассчитать объем сокращенных выбросов СО2 от реализации "нового" проекта и связанные с этим проектом затраты на производство электроэнергии; б) определить показатель эколого-экономической эффективности проекта - минимальную стоимость сокращенных выбросов СО2, при продаже которых реализация проекта становится эффективной.

6. В соответствии с разработанным автором методическим подходом получены оценки эколого-экономической эффективности внедрения "новых" проектов по сокращению выбросов СО2 (нетрадиционных возобновляемых источников энергии) в электроэнергетику Восточной Сибири. Это позволит оценить конкурентоспособность рассмотренных проектов относительно замыкающий электростанций в регионе и проранжировать их по степени привлекательности для инвесторов, заинтересованных в получении сокращенных выбросов.

1. Авруцкий Г.Д., Лысько В.В. и др. О создании пылеугольных энергоблоков суперкритических параметров пара // Электрические станции. — 1999. №5. — С.22-27.

2. Антропогенное изменение климата/ Под ред. М.И. Будыко, Ю.А. Израэль. Л.: Гидрометиоиздат, 1987. 407 с.

3. Башмаков И., Грицевич И., Колесов А. Инвентаризация выбросов парниковых газов на Дальнем Востоке России // ЦЭНЭФ. 2000. — № 8-9. -С. 18-22.

4. Безруких П.П., Арбузов Ю.Д. и др. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. СПб.: Наука, 2002.-314 с.

5. Беляев Ю.М. Концепция альтернативной экологически безопасной энергетики. Краснодар: «Сов.Кубань», 1999. - 64 с.

6. Бойцова С. А., Ясенский А.Н. Принцип инвентаризации и государственного учета парниковых газов в России. — http://iaap.narod.ru/stBoiYas.htm

7. Внуков А.К. Защита атмосферы от выбросов энергообъектов: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1992. 176 с.

8. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 432 с.

9. Выбросы парниковых газов энергетическим комплексом России на период до 2020 года. М.: ИНЭИ, 2001. - 54 с.

10. Гаврилов Е.И., Васильев В.А., Саломзода Ф.Г., Ставиский Е.М., Крайнов А.В. Развитие геотермальной энергетики в России // Изв. РАН. Энергетика. 1997. -№ 4. - С. 18-25.

11. Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР / Под ред. Непорожнего. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 560 с.

12. Голуб А.А., Струкова Е.Б. Экономика природопользования. Учебное пособие для студентов высших учебных заведений. — М.: Аспект Пресс. 240 с.

13. Гостинцев Ю.А., Гамера Ю.В. Генерация окислов азота при мощных воздушных взрывах. Взаимодействие NOx с озоновым слоем // Химическая физика. -1994. Т. 13. - № 2. - С. 109-131.

14. Грабб М., Вролик К., Брэк Д. Киотский протокол: Анализ и интерпретация / Пер. с англ. М.: "Наука", 2001. - 303 с.

15. Гринбаум М. Программа исследований, разработок и демонстрации новых технологий по экологически чистому использованию угля // Электрические станции. 2002. - № 1, - С.72-81.

16. Демирчян К.С., Кондратьев К.Я. Научная обоснованность прогнозов влияния энергетики на климат // Изв. РАН. Энергетика. 1999. -№ 6. С.3-46.

17. Ежегодный доклад за 2001 год. Международное агентство по атомной энергии. Австрия: МАГАТЭ- 2002. 187 с.

18. Израэль Ю.А., Назаров И.М., Прессман А.Я. и др. Кислотные дожди. JL: Гидрометеоиздат. 1989. — 270 с.

19. Каплунов Ю.В., Климов C.JL, Красавин А.П. Экология угольной промышленности России на рубеже XXI века / Под общей ред. C.JI. Климова. М.: Изд-во Академия горных наук, 2001. - 295 с.

20. Карелин В.Я., Волшаник В.В. Сооружение и оборудование малых гидроэлектростанций. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 200 с.

21. Клименко В.В., Клименко А.В., Терешин А.Г., Безносова Д.С. Эмиссия парниковых газов в ТЭК России: история и перспективы // Изв. РАН. Энергетика. 2003. - № 1. - С.86-97.

22. Кононов Ю.Д. Народнохозяйственные последствия ограничений на выбросы С02 // Изв. РАН. Энергетика. 1992. - № з. С.29-35.

23. Комплексные проблемы развития теплоснабжающих систем / А.В. Федяев, О.Н.Федяева. Новосибирск: Наука, 2000. - 256 с.

24. Кондратьев К.Я., Демирчан К.С. Глобальные изменения климата и круговорот углерода // Изв. РГО. 2000. - Т.132. - Вып. 4. - С. 1-20.

25. Кондратьев К.Я., Демирчян К.С. Глобальный климат и протокол Киото // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов. ВИНИТИ. -2001. -№ 6. — С.2-15.

26. Кондратьев К.Я., Крапивин В.Ф. Экспертная система для контроля парникового эффекта // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов. ВИНИТИ. 2001. - № 6. - С.23-39.

27. Конторович А.Э., Добрецов H.JL, Лаверов Н.П., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р. Энергетическая стратегия России в XXI веке. // Вестник Российской Академии наук. Наука. 1999. - Т.69. - №9. - С.771-784.

28. Лагерев А.В., Санеев Б.Г., Ханаева В.Н. Роль энергетических ресурсов Сибири в топливно-энергетическом комплексе России // Регионы: экономика и социология. 2001. - № 3. - С. 128-135.

29. Лебедев А.В. Разработка программного комплекса для глобальных энергетических исследований. Дис. на соискание к.т.н. — Иркутск. — 2003. -190 с.

30. Макаров А.А. Выбросы парниковых газов в российском топливно-энергетическом секторе // Перспективы энергетики. 2002. — Том 6. -С.399-407.

31. Малая гидроэнергетика / Л.П. Михайлов, Б.Н. Фельдман, Т.К. Марканова и др.; Под ред. Л.П. Михайлова. М.: Энергоатомиздат, 1989. -184 с.

32. Мастепанов A.M. Топливно-энергетический комплекс России на рубеже веков состояние, проблемы и перспективы развития. Информационно-аналитический обзор. - М.: Современные тетради, 2001. -624 с.

33. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. Учеб. Пособие для вузов. М.: Высшая школа. — 1976. — 336 с.

34. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. Изд-е 2-е, доп. М.: Наука, 1983. - 455 с.

35. Методических положениях оптимизации развития топливно-энергетического комплекса. М.: Наука. - 1975.

36. Методы и модели для разработки региональных энергетических программ / Под ред. Б.Г. Санеева. Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 2002. - 118 с.

37. Методы и модели для исследования оптимальных направлений долгосрочного развития топливно-энергетического комплекса / Под ред. Макарова А.А. Иркутск.: СЭИ. - 1977. - 91 с.

38. Мировая энергетика и переход к устойчивому развитию / JT.C. Беляев, О.В. Марченко, С.П. Филиппов и др. Новосибирск: Наука. Сибириская издательская фирма РАН, 2000. - 269 с.

39. Нигматулин Б.И. Стратегия и основные направления развития атомной энергетики России в первой половине XXI в. //Теплоэнергетика. -2001.-№1.-С. 2-9.

40. Оборудование нетрадиционной и малой энергетики: Справочник-каталог. Второе издание. М.:ВИЭН, 2000. 167 с.

41. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г., Автономов А.Б. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС. — М.: Институт народнохозяйственного прогнозирования, 2002. — 67 с.

42. Основные положения энергетической стратегии России до 2020 г. -М., 2000.-64 с.

43. Попов А.А., Плужников О. Б., Гаврилов В.В. Киотский протокол: перспективы, выгоды и затраты для России // Киотский протокол: ответственность и перспективы для бизнеса. 2002. - С.6-9.

44. Разработка комплексной программы "Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока" -Иркутск.: ИСЭМ СО РАН, 2000. 246 с. - Препринт.

45. Разработка механизмов торговли квотами на выбросы парниковых газов. Москва: Бюро экономического анализа, 2002. —171 с. — Препринт.

46. Региональные энергетические программы: методические основы и опыт разработки. Под ред. Санеева Б.Г. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1995. - 246 с.

47. Росляков П.В., Чжун Бэйцзин. Основные закономерности конверсии оксидов азота в топках и камерах сгорания // Теплоэнергетика. — 1994.-№8.-С. 18-22.

48. Российский статистический ежегодник. 2002: Стат.сб. М.: Госкомстат России, 2002. - 690 с.

49. Саламов А.А. Парогазовые установки с газификацией угля // Теплоэнергетика. 2002. - №6. - С. 74-77.

50. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Энергетика России в первой половине XXI века: прогнозы, тенденции, проблемы // Энергетическая политика. 2002. - №4. - С. 16-25.

51. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов // Энергетическая политика. 2003. — № 1. — С. 5-12.

52. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н., Чемезов А.В. Сценарии развития энергетики России до 2050 г. // Энергетика XXI века: Глобальные тенденции и проблемы, их проявления в энергетике России (монография находиться в печати).

53. Сводная модель экономика-энергетика (ИКЭН). — М.: ИНЭИ. http://www.energo21 .ru/methodology/eken.html

54. Сигал И.Я. Развитие и задачи исследований по изучению условий образования окислов азота в топочных процессах // Теплоэнергетика. -1983. — № 9. С.5-10.

55. Системные исследования проблем энергетики / Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. - 558 с.

56. Современные способы очистки газов от сероводорода и диоксида углерода. Материалы семинара по очистке газов от H2S и С02 абсорбентамина основе метилэтаноламина // Химическая промышленность. — 2002. — №5. -С.1-10.

57. Стратегия развития газовой промышленности России. — М., Энергоатомиздат, 1997. — 342 с.

58. Сун В., Кондратьев К.Я., Балюнас С., и др. Численное моделирование влияния антропогенных выбросов СОг на климат: нерешенные проблемы И Изв. РГО. 2001. - Т. 133. - Вып.2. - С.

59. Танген К., Карпоо А. и др. Целевые, экологические инвестиции в России. Международная торговля квотами на выбросы парниковых газов, как инструмент охраны природы. М. - 2002. — 116 с. - Препринт.

60. Тарнижевский Б.В., Резниковский А.Ш. Оценка масштабов использования возобновляемых источников энергетике России на период до 2015 года // Изв. РАН. Энергетика. 1997. - № 4. - С.72-80.

61. Тенденции развития и методы прогнозирования энергетики стран -членов СЭВ / Под ред. А.А. Макарова, Д.Б. Вольфберга, -М.-.Энергоатомиздат, 1987 — 264 с.

62. Топливно-энергетический комплекс России: современное состояние и взгляд в будущее /Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. -Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999.-312 с.

63. Третье национальное сообщение Российской Федерации. — М.: Межведомственная комиссия РФ по проблемам изменения климата. 185 с.

64. Чемезов А.В. Рациональное направление развития энергетики России с позиции требований Киотского протокола по выбросам парниковых газов // Системные исследования в энергетике. Вып. 31-Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001. С. 185-191.

65. Чемезов А.В. Устойчивое развитие энергетики России при рациональном природопользовании // Молодежь и пути России к устойчивому развитию. Вторая республиканская школа-конференция. Сб. докладов Красноярск. 2001. - С.57-60.

66. Экологические проблемы энергетики / Кошелев А.А., Ташкинова Г.В., Чебаненко Б.Б. и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1989. -322 с.

67. Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 гг. и на перспективу до 2010 года. Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2001 г. N 923

68. Энергетическая стратегия России до 2020 г. — М.: Минтоэнерго, 2000.-442 с.

69. Энергетическая стратегия России до 2020 г. М.: Минтоэнерго, 2003. - 118 с. - http://www.mte.gov.ru/files/103/1354.strategy.pdf

70. Юлкин М.А., Самородов А.В. Перспективы реализации механизмов киотского протокола к РКИК в Архангельской области // ТЭК, 2001. №2. -С.94-96.

71. A Comparison of Combustion Technologies for Electricity Generation / Pembina Institute Release. 24 July, 2001. - 12 p.

72. Allocation of CO2 emission allowances Distribution of emission allowances in a European emissions trading scheme http://wwwjeta.org/Documents/NewDocuments/AllocationofCQ2emissionaIlowances.pdf

73. Annual Energy Review 2001 —http://www.eia.doe.gov/emeu/aer/contents.html

74. Brooke A., Kendrick D., Meeraus A. A user's guide. Washington: GAMS Development Corporation, 1996. - 286 p.

75. Bruce Biewald, Joe Cavicchi, Tim Woolf and Daniel Allen. Use of Selective Catalytic Reduction for Control of NOx Emissions from Power plants in the U.S / Prepared for the OntARio Campaign, Synapse Energy Economics. -2000.-15 p.

76. David G. Victor, Nebojsa Nakicenovic, Nadejda Victor, The Kyoto Protocol Emission Allocations: Windfall Surpluses for Russia and Ukraine // Climatic Change. 2001. - №49. - pp.263-277.

77. Dominique Gusbin, Ger Klaassen, Nikos Kouvaritakis. Cost of ceiling on Kyoto flexibility // Energy Policy. 1999 - №27. - pp. 833-844.

78. Emission Baselines Estimating the Unknown OECD, - 2000. - 292 p. -http://www.iea.org/books/studies/200Q/em.base.pdf

79. Energy Technology Availability: Review of Longer Term Scenarios for Development and Deployment of Climate-Friendly Technologies. Cambridge, Massachusetts. USA, - 1997. - 69 p.

80. Energy planning and the development of carbonmitigation strategies. Using the MARKAL family of Models. Washington, 2000. - 41 p.

81. Golodnikov A., Gritsevskii A., Messner S.A stochastic Version of the Dynamic Linear Programming Model MESSEGE III. WP-95-94. Laxenburg.: IIASA, 1995.-16 p.

82. Greenhouse Gas Emissions from Power Stations. -http://www.ieagreen.org.uk/srl p.htm

83. Carbon Dioxide Capture from Power Stations / P. Riemer, H. Audus, and A. Smith. — http://www.ieagreen.org.uk/sr2p.htm

84. IEA Greenhouse Gas R&D Programme. 10th Anniversary 1991-2001. -IEA.-2001. —31 p.

85. International Energy Agency Statement on The Energy Dimension of Climate Change http://iea.org/new/clim/edcciea.pdf

86. International Energy Outlook 2000. Energy Information Administration. March 2000. U.S. Department of Energy Washington. -www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/index.html

87. International Energy Outlook. 2002 http://www.eia.doe.gov/emeu/iea

88. Ismael Garcia, J.V.M. Zorraquino. Energy and environmental optimization in thermoelectrical generating processes application of carbon dioxide capture system // Energy, - 2002. - № 27. - pp.607-623.

89. Jeremy David, Horward Herzog. The cost of carbon capture -http: //sequestration. mit.edu/pdf/DavidandHerzo g.pdf

90. Kawamura K., Miller G.A. Electron beam treatment removes both sulphur and nitrogen oxides // Modern Power Systems. 1985. — № 6. pp.31-35.

91. Manne A. Global 2100: Alternative Scenarios for Reducing Carbon Emissions. The cost of Cutting Carbon Emissions: Result from Global Models, OECD, Paris, France, 1993. 20 p.

92. Market-based advanced coal power systems. Final Report 1999 U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy Washington, DC 20585 450 p. -www.fe.doe.gov/coalpower/specialrpts/marketsystems/ marketbasedsystemsreport.pdf

93. Michaelowa, Axel. Joint Implementation the baseline issue //: Global Environmental Change, - 1998.-V.8. -№1,-pp.81-92.

94. MIDAS 5.1forEU-15 Model Description. NTUA. Athens Greece. -39 p.

95. Nicole van Beeck. Classification of Energy models. Tilburg University. - 1999. - 25 p. - http://greywww.kub.nl:2080/greyfiles/few/1999/777.html

96. Nitrogen Oxides (NOx), Why and How They Are Controlled / EPA-456/F-99-006, 1999.-49 p.

97. P. Capros. The PRIMES Energy System Model. Reference Manual -NTUA- Athens Greece. -247 p.

98. Poles 2.2. General Description. Grenoble.: IEPE. 1998. - 35 p.

99. Probase. Procedures for Accounting and Baseline for JI and CDM Projects EU Fifth Framework Programme. 2003. 172 p. http://www.northsea.nl/jiq/probase/PROBFR.pdf

100. Putting carbon back into the ground. IEA Greenhouse Gas R&D Programme. / Davison J., Freund P., Smith A. 2001. - 26 p.

101. Regional handbook on procedures for joint implementation in the Baltic sea region Version 1 - 2002. - 112 p.

102. Rentz O., Fichtner W., Graehl S., Tchemezov A. Determination of C02— emissions factors of electricity production for the "Nizhni Novgorod Wastewater Treatment Plant Project". Report for RWB SA Engineers. Karlsruhe. January 2001.-14 p.

103. Sabine Messner, Manfred Strubegger. User's Guide for MESSAGE III. / WP-95-69. HAS A. - 1995. -155 p.

104. Saneev B.G., Lagerev A.V., Khanaeva V.N., Tchemezov A.V. Russia's energy in the first half of the 21st century // International Journal of Energy Technology and Policy, (находиться в печати).

105. Scenarios of nuclear power growth in the 21st century. — Paris-France.: APEGEMP, 2002.-76 p.

106. Special Repot on Emissions Scenario. UK.: Cambridge university press. - 2000. - 599 p.

107. Study of Russian national strategy of GHG emissions redaction/ State Committee of RF on Environmental Protection/ Moscow. 1999. — 64 p.

108. Technical Procedures for CDM/JI Projects at the Planning Stage. 2001. -70 p.

109. The EC Energy and Environmental model EFOM-ENV/GAMS. Netherlands Energy Research Foundation ECN. November 1991. — 80 p.

110. The GEM-E3 model: Reference Manual. National Technical University of Athens.: Athens, Greece, 2000. - 184 p.

111. The National Energy Modeling System: An Overview 2000. — Washington, U.S.: Energy Information Administration 2000. - 77 p.

112. Torsten Marheineke, Wolfram Krewitt, Rainer Friedrich. Lebenszyklusanalyse verschiedener Stromerzeugungstechnologien // Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 2001. - № 5. - pp. 274-279.

113. United nations framework convention on climate change — http://unfccc.int/program/mis/ghg/ghgtabl90-00.zip

114. W. Katscher. Ikarus. Instruments for Greenhouse Gas Reduction Strategies. KFA. -1993.-80 p.

115. World energy assessment: energy and the challenge of sustainability / United Nations Development Programs, United Nations Department of Economic and Social Affairs, World Energy Council. 2000. - 508 p.

116. World Energy Outlook, 2000. Paris, OECD/IEA. - 2001 - p.457.

117. Worldwide look reserves and production // Oil&Gas Journal. 1999. -Vol.97, № 51. — pp.92-93.