Октай МАМЕДОВ
Ведущий научный сотрудник ВИНИТИ, к. т. н.
Е-mail: mamedovoktay@yandex.ru

Принятые на Парижском саммите в 2015 г. обязательства странами-­участниками по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу с целью предотвращения повышения температуры на Земле не свыше 1,5 °C к 2050 г. носили характер намерений. Основную массу стран-­участников представляли государства с развивающейся экономикой, с ограниченными финансовыми возможностями и в достаточной мере зависимыми от международных финансовых институтов, которые способны обеспечить достижение поставленных целей. Среди участников Парижского саммита были и представители государств Южного Кавказа, которые приняли обязательства по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу в интервале 35 – 45% к 2050 г. по сравнению с 1990 г., что говорит об осторожной оценке своих возможностей с надеждой на благоприятные условия на перспективу 2050 г. Для достижения заявленных показателей по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу требуется переход на энергоэффективные технологии использования ресурсов, генерацию энергии на условиях нулевых вредных выбросов и максимального снижения вредных выбросов в случае использования ископаемого топлива при производстве электроэнергетики. Условия выработки энергии при отсутствии вредных выбросов означает создание практически новой для стран Южного Кавказа отрасли электроэнергетики – «Возобновляемая энергетика», в основе которой лежит использование энергии воды, ветра, солнечной радиации, геотермальной энергии и других видов возобновляемой энергии. Указанные виды энергии в достаточном количестве присутствуют на Южном Кавказе.

Среди стран Южного Кавказа следует отметить Азербайджан, который обладает, наряду с нефтегазовыми ресурсами, значительным потенциалом солнечной и особенно ветровой энергии. Потенциал страны складывается из ресурсов Нахичевани, анклава, граничащего с Турцией, Ираном и Арменией. Показатель ветроэнергетического потенциала этого региона достигает 157 ГВт, солнечной энергии – 23 ГВт, энергии малых рек – 520 МВт, биоэнергии – 380 МВт [1]. Политика в области возобновляемой энергетики проводится на основе госпрограммы по использованию возобновляемых источников энергии (ВИЭ), создания нормативно-­правовой базы в области ВИЭ, подготовки стимулирующих мероприятий по использованию ВИЭ. Для обеспечения освоения потенциала ВИЭ в Азербайджане и его развития указом президента страны № 123 от 16 июня 2009 г. было образовано Госагентство по альтернативным и возобновляемым источникам энергии, статус которого в последующие годы менялся. Окончательное восстановление произошло указом президента № 1159 от 22 сентября 2020 г., по которому госагентство вошло в структуру Министерства энергетики страны. В структуру госагентства входят отделы по развитию территорий ВИЭ, по работе с проектами по водородным и «зеленым» технологиям. В подчинении находится ЗАО «Azalternativenerji». Госагентство осуществляет организацию и регулирование деятельности в контрольно-­измерительной сфере ВИЭ и их рационального использования. В задачу госагентства входят:

– определение потенциала ВИЭ в регионах Азербайджана и возможности их использования;

– создание информационной системы по ВИЭ;

– сбор, обработка и использование информации по ВИЭ;

– обеспечение установки и использования работ контрольно-­измерительного оборудования ВИЭ;

– проведение изыскательных, разведочных, проектных работ в сфере ВИЭ;

– подготовка ТЭО перспективных проектов в сфере ВИЭ;

– обеспечение экологической безопасности на территории использования ВИЭ;

– организация приобретения и использования оборудования, техники и технологий в сфере ВИЭ;

– привлечение инвестиций в сферу ВИЭ.

Политика в области освоения ВИЭ в стране проводится на основе госпрограммы, которая была утверждена распоряжением Президента Азербайджана № 462 от 21 октября 2004 г. В рамках программы были введены: ВЭС мощностью 2,7 МВт, СЭС мощностью 1,8 МВт, биогазовая установка мощностью 1 МВт в Гобустанском экспериментальном полигоне и центре обучения.

В своем выступлении на 30‑й Бакинской энергетической неделе в июне 2025 г. Президент Азербайджана подчеркнул, что в своей энергетической стратегии страна рассматривает на перспективу рост спроса на газ в странах Евросоюза и наращивание развития «зеленой» энергетики, особенно в Карабахском экономическом районе и в восточном Зангезуре, а также и на экспорт. В рамках энергетической недели было подписано FID (финальное инвестиционное решение) о финансировании строительства СЭС «Шафаг» в восточном Зангезуре мощностью 240 МВт, стоимостью 200 млн долл., завершение строительства которой запланировано на 2027 г. Также в регионе будут сооружены СЭС «Уфуг» и «Шамс» мощностью по 50 МВт каждая. Следует отметить, что СЭС «Шафаг» будет поставлять электроэнергию на экспортный терминал «Сангачалы», ранее подключенный к местной газовой электростанции, что позволит сократить выбросы СО2 и высвободить несколько млн кубометров газа. К 2030 г. на основе подписанных контрактов и инвестиционных обязательств планируется ввести 6,5 ГВт на базе ВИЭ, что составит 38% от суммарной мощности энергосистемы страны [2]. В настоящее время суммарная мощность энергосистемы Азербайджана составляет 9,7 ГВт, на долю ВИЭ приходится 1,8 ГВт (18,5%). Реализация проектов в области возобновляемой энергетики позволит увеличить долю ВИЭ в установленной мощности к 2027 г. до 33%, что обеспечит выработку 5 млрд кВт·ч электроэнергии, сэкономит 1 млрд м3 природного газа и сократит выбросы вредных веществ в атмосферу порядка 2,3 млн т. В рамках достижения поставленной цели введены СЭС «Карадаг» мощностью 230 МВт, ВЭС «Хызы-­Абшерон» мощностью 240 МВт. В Карабахском экономическом районе и в Восточном Зангезуре ввод мощностей ВИЭ (включая солнечные панели на крышах) составит 1,6 ГВт.

Настоящий рывок в развитии возобновляемой энергетики был осуществлен в рамках СОР 29, который проходил в Баку с 11 по 22 ноября 2024 г., где был подписан Меморандум о взаимопонимании между SOCAR (Нефтяная госкомпания Азербайджана), MASDAR (ОАЭ) и Acwa Power (Саудовская Аравия) по производству электроэнергии морскими ВЭС суммарной мощностью 3,5 ГВт на начальном этапе освоения ветроэнергетического потенциала шельфа азербайджанской части Каспийского моря. Также в рамках СОР 29 были подписаны документы по финансированию проектов ВИЭ между SOCAR и ЕБРР (Европейский банк реконструкции и развития), АБР (Азиатский банк развития), АБИИ (Азиатский банк инфраструктуры и инвестиций). К 2027 г. планируется инвестировать в возобновляемую энергетику 2,8 млрд долл. для сооружения 8 проектов ВЭС и СЭС общей мощностью 2 ГВт [3]. Согласно подписанным документам, консорциум банков совместно участвует в финансировании СЭС «Биласувар» мощностью 445 МВт и СЭС «Нефтечала» мощностью 315 МВт. Суммарная величина инвестиций 670 млн долл., выработка электроэнергии 1,7 млрд кВт·ч, снижение вредных выбросов 830 тыс. т, экономия газа 380 млн м3. В период прохождения СОР 29 состоялась закладка фундамента СЭС «Шафаг» мощностью 240 МВт. Проект реализуется на основе исполнения соглашения между Министерством энергетики Азербайджана и ВР. Инвестиции, согласно проекту, составят 200 млн долл., выработка электроэнергии – 500 млн кВт·ч, экономия газа – 150 млн м3, сокращение выбросов вредных веществ – 530 тыс. т.

В развитии возобновляемой энергетики страны активное участие принимают Саудовская Аравия и ОАЭ. Так, саудиты участвуют в сооружении ВЭС «Хызы-­Абшерон» мощностью 240 МВт и выработкой 1 млрд кВт·ч. Инвестиции в проект оцениваются в 350 млн долл., экономия газа достигает 220 млн м3, снижение выбросов вредных веществ – 400 тыс. т. ВЭС способна обеспечить электроэнергией 300 тыс. домохозяйств. ОАЭ участвует в сооружении СЭС «Карадаг» мощностью 240 МВт с годовой выработкой 500 млн кВт·ч. Экономия газа достигнет 110 млн м3, снижение вредных выбросов – 200 тыс. т, количество солнечных панелей – 570 тыс. единиц [4].

В феврале 2023 г. в Баку состоялось первоеминистерское заседание в рамках Консультативного совета по «зеленой» энергетике, где рассматривались концептуальные вопросы о производстве «зеленой» энергии на суше и на морском шельфе, а также строительстве новой ЛЭП до границы с Грузией. Подписано соглашение между правительствами Азербайджана, Грузии, Венгрии и Румынии о производстве и транспортировке «зеленой» энергии, в рамках которого предусматривается прокладка подводного кабеля по дну Черного моря протяженностью 1200 км. Разработкой ТЭО с завершением к 2025 г. занимается итальянская компания CESI. В рамках министерского заседания подписан Меморандум о сооружении электростанций на возобновляемых ресурсах суммарной мощностью 25 ГВт на суше и на море. В реализации проектов будут принимать участие фирмы MASDAR (ОАЭ), Acwa Power (Саудовская Аравия), Fortescue Future Industries (Австралия), TEPCO (Япония), Mairi Tecnimont (Италия), China Gechouba Group (Китай), TotalEnergies и EDF (Франция). Основной прирост возобновляемой энергетики будет осуществлен на базе освоения шельфа Каспия. Акцент на морскую ветроэнергетику, помимо постоянства ветра над поверхностью воды в 8–10 м/c и небольшой глубины моря, обусловлен ограниченностью земельной территории, необходимой для сооружения наземных СЭС и ВЭС. Перед проектировщиками стоит выбор земли без ущемления с/х производства. Так, площадь под СЭС «Биласувар» составляет 145 га в регионе активного с/х производства, СЭС «Нефтечала» – 97 га. С целью комплексного освоения земель подготовлен законопроект по сохранению существующих категорий и основных назначений земель под сооружение установок ВИЭ [5]. Поправки в закон позволят размещать крупные ВЭС и СЭС на с/х землях без изменения их категорий и изменения аграрной деятельности.

Планируемые поправки в земельный кодекс и закон об использовании ВИЭ устраняют правовой барьер, который ограничивал размещение установок ВИЭ на с/х землях. Это позволит привлечь дополнительные инвестиции в возобновляемую энергетику. Агровольтаика, сочетающая выращивание с/х культур и размещение приподнятых солнечных панелей позволяет использовать землю с двой­ным назначением. Разрешение устанавливать ВЭС и СЭС без реклассификации земель также снижает административные расходы и ускоряет сроки реализации проектов ВИЭ. Отмечается, что расширение ВИЭ должно сопровождаться модернизацией сетей, внедрением систем хранения энергии, механизмами защиты фермеров, чтобы переход был устойчивым.

В рамках приоритетного развития возобновляемой энергетики в Азербайджане на базе морской ветроэнергетики World Bank Group подготовил дорожную карту «Offshore wind roadmap for Azerbaijan», в которой подробно расписана перспектива освоения ветроэнергетическими ресурсами морской поверхности Азербайджанской зоны Каспийского моря [6]. Документ выделяет этапы освоения шельфовой зоны глубиной до 40 метров как первоначальный этап освоения с последующим переходом на большие глубины с использованием морских платформ. Акцент на масштабное развитие морской ветроэнергетики связан с решением комплекса вопросов:

– декарбонизация экономики в рамках Парижского саммита;

– экспорт электроэнергии, производимой ветрогенераторами, а также производство водорода на базе «зеленой» энергии;

– вытеснение газа из баланса производства электроэнергии с последующим его экспортом;

– индустриализация экономики за счет локализации производства элементов оборудования ветроэнергетики, эксплуатации, создания специального флота, портов сборки элементов и их транспортировки на место сооружения морского ветрогенератора и его монтажа.

Основой для принятия решения масштабного развития морской ветроэнергетики служит значительный потенциал ветровой энергии над бассейном Азербайджанской части Каспийского моря, который, согласно данным World Bank, составляет 122 ГВт, то есть до 80% от суммарного потенциала ветроэнергетики страны. Согласно дорожной карте развития морской ветроэнергетики, на первом этапе предусматривается освоение 7 блоков прибрежной полосы у Апшеронского полуострова, каждый мощностью 1 ГВт. На начальной стадии намечено сооружение пилотного ветропарка мощностью 200 МВт. Освоение 7 блоков прибрежной полосы позволит достигнуть суммарную мощность в 7,2 ГВт, что обеспечит выработку 21,5 ТВт·ч электроэнергии в 2040 г., 37% от суммарной, дополнительно 69 тыс. рабочих мест, прирост ВВП 7 млрд долл., снижение выбросов вредных веществ 107 млн т.

Для выполнения программы первого этапа необходима 51% локализация производства башен, фундаментов морских подстанций и сервисных служб. Для шельфовых ветропарков выбираются свайные опоры ввиду их меньшей трудоемкости по сравнению с опорой в виде фермы. Общее количество ветрогенераторов в 7 морских ветропарках составит 390 единиц, каждый мощностью от 15 МВт. Выбор ветрогенераторов большой мощности связан как с характеристиками ветра над акваторией в 8–10 м/с, так и мировой практикой освоения подобных ветрогенераторов, обеспечивающих снижение затрат при увеличении единичной мощности установки. В соответствии с дорожной картой подготовительные работы в части исследований, разработки документации, разрешений, способов финансирования будут проведены до 2029 г., а начиная с 2030 г. будут обеспечены локальные производства башен, опор, морских подстанций, а также сооружение специальных морских транспортных средств (плавучие краны большой грузоподъемности, специальные баржи для транспортировки элементов морских ветрогенераторов). Затраты на создание инфраструктуры составят порядка 450 млн долл. Целевым показателем стоимости производства электроэнергии морской ветроэнергетики Азербайджана является средневзвешенное значение стоимости на хабе в Нидерландах, равное 70 долл. за 1 МВт·ч. Экспортная ориентация морской ветроэнергетики носит комплексный характер, которая включает структурную перестройку энергетического хозяйства, создание новых рабочих мест, прирост ВВП, глубокую электрификацию экономики, создание базы для производства «зеленого» водорода, сохранение земельных угодий, что способствует достижению продовольственной безопасности. Согласно данным Госкомстата страны, спрос на электроэнергию к 2040 г. увеличивается за счет роста потребности в отоплении, электрификации транспорта, производства водорода, что в совокупности почти вдвое превышает потребность в промышленности. Планы по дальнейшему развитию морской ветроэнергетики, в том числе на больших глубинах, определяются большим опытом Азербайджана в добыче нефти и газа на акватории Каспия. Первая в мире морская добыча нефти была осуществлена в Азербайджане. Морская добыча нефти и газа связана с сооружением и эксплуатацией плавучих платформ, технология которых в значительной мере используется при сооружении и эксплуатации морских плавучих ветрогенераторов. При этом подобные установки имеют ряд преимуществ по сравнению с установками на шельфе, которые испытывают воздействия прилива при землетрясении, эрозию морского дна и воздействие на установку при вбивании опоры в грунт. К 2040 г. на долю морской ветроэнергетики приходится 37% от суммарного производства и 24% от других видов ВИЭ. Согласно проекту, морской ветропарк мощностью 1 ГВт состоит из ветрогенераторов мощностью 18 МВт, высотой башни 170 м, диаметром ротора 230 м. С позиции жизненного цикла ветроэнергетика характеризуется минимальными выбросами вредных веществ от 7 до 28 гр./СО2 в зависимости от режима работы и типа ветрогенератора, что в четыре раза меньше, чем у гелиоэнергетики [7]. Для выполнения поставленных задач по формированию морской ветроэнергетики, согласно дорожной карте, потребуется 20 млрд долл. Затраты в производство электроэнергии морскими ветропарками зависят от скорости ветра, глубины морского дна, расстояния от порта монтажа элементов ветрогенератора, расстояния от порта обслуживания, расстояния от сети присоединения. Масштабное развитие морской ветроэнергетики, равно как и возобновляемой энергетики в целом потребует сетей и п/станций, создания систем накопления энергии, гармонизации сетей, увеличение мощности компенсаторов реактивной энергии, создания системы контроля и управления за работой ветропарками и управления частотой в энергосистеме.

Прирост мощностей ВИЭ на 2040 г., согласно данным World Bank, составит 22,4 ГВт, что превысит более чем в два раза существующий показатель установленной мощности в стране 9,7 ГВт. Экспортный потенциал электроэнергии Азербайджана на 2040 г. превысит потребность в ней внутри страны [8]. В условиях структурной перестройки экономики на базе энергосбережения, цифровизации, развития отраслей с высокой долей добавочной стоимости, туризма и интенсивного сельского хозяйства, потребность в электроэнергии страны в рассматриваемый период будет составлять порядка 40 ТВт·ч, тогда как выработка, согласно оптимистическому прогнозу, составляет порядка 80 ТВт·ч. При выполнении дорожной карты Азербайджан превращается в потенциально крупного экспортера электроэнергии взамен углеводородов, которые по части нефти уже сейчас вышли на плато по добыче с последующим уменьшением. В условиях волатильности рынка нефти инвестиции в добычу несут значительные риски. В этой связи акцент на масштабное развитие возобновляемой энергетики с последующим экспортом электроэнергии является не только экономически и технически необходимым мероприятием, но и политически выверенным решением руководства Азербайджана.

Сообщение От экспорта нефтепродуктов к экспорту электроэнергии появились сначала на Энергетическая политика.

Анастасия АБРАМОВА
Ведущий специалист отдела организации
и развития бережливого производства управления АО «Сетевая компания», к. э. н., доцент кафедры экономики производства Института управления, экономики и финансов Казанского (Приволжского) федерального университета
Е-mail: abramova19191@rambler.ru

Динамика макроэкономических показателей развития свидетельствует о вступлении экономики нашей страны в эпоху интенсификации воспроизводства отечественной продукции. ВВП и находящееся в корреляционной зависимости потребление электроэнергии имеют возрастающую линию тренда за прошедшее десятилетие. В целях содействия достижению государственного суверенитета России как мировой сверхдержавы, необходимо обеспечить устойчивое функционирование и развитие электроэнергетики, являющейся поставщиком ресурсов для всех отраслей народного хозяйства.

Устойчивое функционирование и развитие электроэнергетики – такое состояние субъектов отрасли, при котором ими, обособленно и в совокупности, достигаются текущие и стратегические цели деятельности с учетом объективной возможности ожидаемого и внезапного изменения факторов внутренней и внешней среды. Другими словами, устойчивость отрасли в целом зависит от согласованной деятельности входящих в нее самостоятельных субъектов и организаций смежных отраслей экономики (строительство, химическая промышленность, ЖКХ, транспорт, наука и образование). Поэтому базовым условием эффективного современного управления электроэнергетикой является постановка согласованных целей текущего и стратегического развития по всем уровням управления (то есть целей, декомпозированных от общенационального курса до региона, отрасли и корпоративной плоскости организаций). Для фактического достижения согласованных целей, в первую очередь, требуется разработать и формализовать соответствующие эффективные технологии осуществления деятельности на отраслевом мезоуровне (рис. 2).

Одной из ключевых согласованных для всех уровней управления целей развития современной отечественной электроэнергетики является надежное, качественное и бесперебойное функционирование ее объектов для обеспечения энергетической безопасности государства. Капиталоемкость отрасли и внутренние инфраструктурные тенденции (физическое и моральное старение производственных фондов, ограниченный бюджет затрат и неопределенный бюджет финансовых поступлений) объективным образом обуславливают необходимость ежегодного роста эксплуатационных и инвестиционных бюджетов субъектов электроэнергетики. Однако в целях содействия стремительному возрождению воспроизводства отечественной продукции во всех отраслях народного хозяйства совокупной целью развития электроэнергетики является объективная необходимость минимизации темпов роста тарифов на продукцию фундаментальной отрасли экономики [5] с учетом уровня ежегодной инфляции (рис. 3).

По нашему мнению, согласование вышеназванных противоречивых целей развития находится в предметной плоскости оптимизации организационных элементов и реинжиниринга реализуемых процессов по всей цепочке электроэнергетического производства. В этих целях должны использоваться потенциально тиражируемые эффективные решения по применению технологий устойчивого развития в рамках электроэнергетической отрасли, направленные на минимизацию затрат и повышение производительности труда.

В качестве одного из таких решений, оказывающего содействие обеспечению устойчивого развития электроэнергетики и связанных с ней отраслей экономики, целесообразно рассмотреть технологию бережливого производства. Бережливое производство в электроэнергетической организации должно представлять систему, основанную на постоянном исследовании, анализе, оптимизации и эволюции организационных элементов (цели, оргструктуры, рабочего пространства, процессов, технологий, а также трудовых, материальных, финансовых и информационных ресурсов) [7]. В эпоху возрождения научно-­технологического суверенитета целесообразно рекомендовать создание системы бережливого производства как технологии стимулирования инвестиционно-­инновационной и созидательной деятельности во всех электроэнергетических организациях.

Востребованность применения бережливого производства субъектами экономической деятельности позиционирована на государственном уровне, о чем свидетельствуют реализация федерального проекта «Повышение производительности труда» [8]. Осуществляют деятельность федеральный и региональные центры компетенций в сфере производительности труда: утверждены государственные стандарты по бережливому производству [9, 10]. Однако в данных документах не описана методология организации управления процессами бережливого производства с учетом специфических особенностей отдельных видов электроэнергетических организаций.

Таким образом, несмотря на возрастающую роль технологий бережливого производства в научно-­практической деятельности и его позиционирования в качестве одной из ключевых надпрофессиональных компетенций будущего [11], на отраслевом мезоуровне наблюдается тенденция несистемных процессов управления в данной предметной области. По нашему мнению, это обусловлено рекомендательным характером применения технологии на макроуровне, а также отсутствием единого центра и системы управления процессами бережливого производства в электроэнергетике, основанной на адаптированных к специфическим особенностям деятельности отдельных субъектов отрасли технологий и единых сквозных программам обучения в разрезе уровней образования. Данные обстоятельства ограничивают возможность проведения качественного мониторинга деятельности в области применения бережливого производства по единой методологии, и, как следствие, не позволяют осуществлять объективный сравнительный анализ результатов, достигнутых электроэнергетическими организациями.

В целях результативного управления процессами бережливого производства в отрасли целесообразно формализовать методики применения элементов данной технологии в электроэнергетических организациях и рассмотреть их в ракурсе влияния на достижение ESG-принципов устойчивого развития [12]. В том числе, требуется определить единые подходы к оценке и учету экономического и качественного эффектов, проверке и оценке результативности деятельности. Данная методология обуславливает возможность проведения объективного сравнительного анализа результатов в области применения бережливого производства электроэнергетическими организациями и стимулирования лучших субъектов отрасли. В целях аккумулирования соответствующих знаний и технологических компетенций параллельно должен быть сформирован стандарт системы сквозного обучения по бережливому производству в электроэнергетике.

Обобщенная воспроизводимая типовая бизнес-­модель системы бережливого производства в электроэнергетической организации представлена на рис. 4 и включает набор адаптированных к специфике ее деятельности методик применения элементов технологии для развития организационных элементов в условиях влияния факторов внутренней и внешней среды [13]. Субъект управления процессами бережливого производства в электроэнергетической организации осуществляет комплекс мероприятий по стратегическому планированию, методологическому сопровождению, мониторингу и координации деятельности.

Основные этапы обобщенной дорожной карты организации системы управления процессами бережливого производства в электроэнергетических организациях представлены на рис. 5.

Методики применения элементов технологии бережливого производства для электроэнергетики должны быть разработаны с учетом дифференцированного подхода для отдельных субъектов отрасли, исходя из следующих специфических особенностей:

организационно-­управленческой структуры, типа реализуемых процессов и вида продукции;

уровня специализации процессов;

территориальной локализации.

При разработке методик ценность представляют имеющиеся научные разработки и практический опыт организаций реального сектора экономики, с точки зрения внедрения элементов бережливого производства в отдельных сегментах электроэнергетики [14].

Внедрение системы бережливого производства в корпоративные стратегии электроэнергетических организаций будет способствовать их устойчивому развитию посредством получения эффектов, представленных в таблице 1. Применение элементов технологий бережливого производства позволит обеспечить оптимизацию внутренних затрат электроэнергетических организаций посредством полноценного использования организационных элементов и, таким образом, сдерживать темпы роста тарифов на электро- и теплоэнергию. Данное обстоятельство оказывает содействие формированию экономической стабильности на макроуровне и формирует основу энергетической безопасности государства.

Важнейшим условием эффективного внедрения бережливого производства в электроэнергетике является понимание данной технологии как механизма достижения согласованного устойчивого развития отрасли и принятие соответствующего управленческого решения на государственном макроуровне.

Таким образом, бережливое производство может стать сквозной технологией устойчивого развития в цепочке «генерация – хранение – передача – распределение электроэнергии», а также смежных отраслях экономики. В этих целях целесообразно сформировать государственный стандарт, регулирующий процессы внедрения, применения, учета и мониторинга эффективности бережливого производства. В данном случае методология управления процессами бережливого производства в электроэнергетике будет представлять собой отечественное ноу-хау и основываться на аккумулировании опыта развёртывания научной организации труда советской России 1920–1930‑х гг., успешных практиках применения элементов бережливого производства отдельных субъектов отрасли в исторический период развития современной России [16].

Сообщение Бизнес-модель системы бережливого производства в стратегии развития электроэнергетических организаций России появились сначала на Энергетическая политика.

Эльмира ИСМАИЛОВА
Главный специалист,
Институт океанологии им. П. П. Ширшова РАН
E-mail: ismailova.e.a@campus.mse-msu.ru

По экспертным оценкам, к середине XXI века Северный Ледовитый океан практически полностью освободится от ледового покрова

Еще в советский период государство уделяло пристальное внимание развитию этого макрорегиона, в первую очередь из-за значительных запасов полезных ископаемых (нефть, газ, никель, кобальт, медь, алмазы, золото, уголь) [1–4]. В последние десятилетия Арктический макрорегион и прилегающие к нему морские пространства стали объектом пристального внимания и изучения из-за глобальных климатических изменений, их влияния и последствий для Арктики [5]. Многочисленные исследования показывают, что скорость этих изменений в Арктике примерно в 2,5 раза превышает аналогичные процессы в других частях планеты [6]. Увеличивается средняя температура приземного воздуха, тает полярная ледовая шапка, происходит деградация многолетней мерзлоты, биологические изменения в прибрежных акваториях. По экспертным оценкам, к середине 21 века Северный Ледовитый океан практически полностью освободится от ледового покрова. В интервале 2036–2065 гг. это относится к европейской, в последующем азиатской части прибрежных морей Северного Ледовитого океана, а при эмиссионном сценарии RCP 8.5 затронет центральную часть Северного Ледовитого океана [7]. Соответственно акватории прибрежных морей станут потенциальным местом освоения, включая полезные ископаемые на дне и биологические ресурсы в воде.

Еще в 1920‑е годы при разработке плана ГОЭРЛО отмечалась необходимость ускоренного развития энергетики по отношению к остальным отраслевым комплексам с учетом энергобалансов и региональной специфики [8]. Арктическая энергетика последнее столетие базировалась на совокупности ископаемых и гидроэнергетических ресурсов, а позднее к ней подключили атомные мощности. В отличие от основной территории страны, большая часть Арктики ориентирована на закрытые региональные энергетические комплексы, обслуживающие конкретный участок территории, где есть промышленные производства и поселения. В Мурманской области это Кольская АЭС, восточнее, в Ненецком АО, Республике Коми, ЯНАО – отдельные ТЭЦ, работающие на газе, угле и мазуте, а также дизельные мощности, в Красноярском крае – газовая и гидрогенерация, в Республике Саха (Якутия) – в основном дизельная генерация, а в Чукотском АО – совокупность атомной генерации и дизельных электростанций.

В целом, согласно оценочным данным, профицит энергобаланса составляет примерно 3% для всех арктических территорий . Основная проблема возникает в территориальном расположении объектов энергоснабжения и значительной удаленности многих потребителей от источников энергоснабжения. Крупные производственные объекты получают питание от построенных рядом угольных и газовых ТЭЦ и атомных станций, небольшие производства и населенные пункты ограничиваются локальным системами, спроектированными под привозное дизельное топливо или мазут.

Такие системы при всем удобстве использования имеют определенные недостатки, которые особенно значимо проявляются в условиях климатических изменений. Ископаемое топливо негативно влияет на экологическую ситуацию в регионе, оно достаточно дорогое с учетом доставки. Согласно оценкам, проведённым на основе данных Росстата и Минэнерго России, в макрорегионе Арктической зоны РФ (Мурманская область, Ненецкий АО, Ямало-­Ненецкий АО, Красноярский край, Республика Саха (Якутия), Чукотский АО) ежегодно потребляется около 8,395 млн т угля и 1,586 млн т дизельного топлива (расчет по эквиваленту тонн условного топлива) . И все эти ресурсы в большинстве своем привозные и требуют дорогостоящей доставки.

В свою очередь строительство новых капитальных объектов энергоснабжения сопряжено с рядом сложностей. Для таких станций необходимо наличие гарантированных потребителей электроэнергии, что в условиях Севера подразумевает либо наличие крупных промышленных потребителей, как, к примеру, в случае с портом Сабетта и прилегающими месторождениям газа, для обеспечения которых была построена отдельная газовая ТЭЦ, либо создание протяженных линий электропередач для обеспечения удаленных друг от друга объектов. Стоимость расширения электросетей в Арктике высока. С учетом современных климатических процессов, которые существенным образом влияют на стабильность грунта, последующая эксплуатация таких протяженных объектов представляется достаточно рисковым мероприятием [9].

Именно поэтому, несмотря на распространение централизованного энергоснабжения в северных городах и отдельных регионах (Воркута, Норильск, Мурманская область), значительно повсеместное использование локальных изолированных источников энергии, работающих на угле, мазуте, дизельном топливе [10].

Некоторые регионы Арктической зоны России уже сейчас рассматривают и реализуют пилотные проекты по созданию альтернативных локальных мощностей на основе возобновляемых источников энергии. В основном это проекты на побережье, направленные на модернизацию или замещение существующих изолированных мощностей. К примеру, в 2017 г. был реализован проект строительства ветро-­дизельной электростанции общей мощностью 800 кВт в п. Амедерма в Ненецком АО, из которых ветряная составляющая производит 200 кВт. В 2018 г. однотипный проект реализован в п. Тикси на побережье моря Лаптевых в Республике Саха (Якутия). Мощность объекта составила 3900 кВт, из которых на долю ветрового парка приходится 900 кВт. Экономия дизельного топлива после реализации проектов составляет около 30% от расходов предыдущего периода [11].

Ключевым вопросом в развитии возобновляемой энергетики в Арктике и, в первую очередь, ветроэнергетических проектов является вопрос: зачем? Казалось бы, территория с достаточно суровыми и зачастую нестабильными природными условиями, плохой погодой, незначительным количеством населения, разрозненными очагами освоения и хозяйственной активности. Все эти обстоятельства выглядят достаточно неблагоприятно и не могут оцениваться позитивно. Ведь гораздо проще пользоваться отработанными технологическими решениями на ископаемом топливе, даже если они дороже в операционных издержках (доставка топлива), чем ввязываться в разработку сложных технических решений. Ответ на этот вопрос состоит из совокупности природно-­географических и экономическо-­технологических факторов.

Природно-­географическая компонента

В прибрежных районах Северного Ледовитого океана имеется существенный повышенный потенциал ветроэнергетической энергии. Среднегодовая скорость ветра в арктических акваториях составляет порядка 7–8 м/с [12], что гораздо выше, чем в любом другом регионе России, за исключением горных местностей Кавказа и отдельных мест в Южной Сибири. Эти данные подтверждаются многочисленными исследованиями и, в частности, отражены в Атласе ветров России [13], в Национальном кадастре ветроэнергетических ресурсов России [14], Атласе ветрового и солнечного климата России [15]. Все эти работы подтверждают значительный потенциал ветровой энергии в Арктике и особенно в акваториях арктических морей и на побережье.

В период 2010–2020 гг. мировая энергетика переживала бурное развитие возобновляемых источников энергии. Разрабатывались планы, сценарии, прогнозы. Вкладывались значительные инвестиции в проекты энергетических станций. Эти тренды не обошли стороной Россию. Исследования, проводившиеся в этот период времени, показали, что в стране существует несколько крупных территориальных образований, где развитие возобновляемых источников энергии может быть экономически привлекательно и целесообразно. В отчете Российской ассоциации ветроиндустрии среди наиболее перспективных территориальных зон для строительства ветровых энергостанций выделяются Северо-­Кавказский федеральный округ, Республика Калмыкия, все побережье Северного Ледовитого океана, Камчатский край, где средняя скорость ветра 6–8 м/с 16.

К примеру, в Баренцевом море средняя плотность ветра составляет 400–600 Вт/м2, что в 2–2,5 раза выше, чем возле побережья [17]. Учитывая протяженность арктического побережья и масштаб акваторий Северного Ледовитого океана, ветроэнергетический потенциал огромен. То есть, морское базирование может быть более предпочтительным.

В среднесрочной перспективе предполагается активное освоение нефтегазовых ресурсов на шельфе Баренцева, Карского морей, а также моря Лаптевых. Все эти проекты будут нуждаться в доступной энергии, источник которой предпочтительнее размещать вблизи добывающих платформ.

Глобальные климатические изменения увеличивают скорость деградации многолетней мерзлоты на побережье, что, в свою очередь, ставит под угрозу устойчивость построенных на суше сооружений. Может возникнуть риск их разрушения и, соответственно, морские проекты становятся более привлекательными, чем сухопутные.

Прибрежные акватории Северного Ледовитого океана – мелководные. Максимальная глубина в Карском море составляет 620 м, в Баренцевом – 600 м, в Восточно-­Сибирском – 155 м. Условно глубоководным можно назвать море Лаптевых с максимальной глубиной в 3,5 км во впадине Нансена, но это место расположено ближе к центральной части океана, а около половины площади моря занимают глубины в 50–150 м. Также глубоководье встречается в Чукотском море на уровне 1,2 км, но это значение характерно для срединной части, а 56% глубин составляют отметки в 50–100 м. Глубина строительства капитальных ветроэнергетических сооружений на морском дне в мире в настоящее время составляет в среднем 30–50 м. Иногда глубины достигают 100 м, так что в акваториях Северного Ледовитого океана капитальное строительство на дне может быть реализовано без каких‑либо значимых проблем.

Ветроэнергетические мощности являются хорошей альтернативой использованию традиционных источников энергии на ископаемом топливе для обслуживания добывающих мощностей. Нет необходимости строить линии электропередач с материковой части для обеспечения энергоснабжения.

Экономико-­технологическая компонента

Когда происходит первичная оценка целесообразности реализации какого‑либо проекта помимо географии его размещения, рассчитывается экономическая целесообразность и технологические возможности такого решения.

Анализ статистической информации по использованию ветроэнергетических установок в целом по миру дает положительные, но не однозначные оценки. Безусловно ВИЭ, в том числе ветростанции наземного и оффшорного базирования, стали уже неотъемлемой частью энергетической системы во многих странах мира [18].

Энергетика на базе ВИЭ имеет некоторые ограничения. Экономическая составляющая большинства проектов в этой области базируется на перераспределении финансовых ресурсов из традиционной энергетики на ископаемом топливе, различных финансовых дотаций, субсидий. Колпакова А. Ю. указывает, что опережающее развитие ВИЭ увеличивает стоимость электроэнергии. К примеру, в Германии рост стоимости электроэнергии составил 6,5 евроцентов за кВт, из которых 4,4 приходится на дотации в ВИЭ [19].

Кроме этого, развитие ВИЭ имеет некоторые технологические ограничения. Производство этого вида энергии определяется наличием первоисточника генерации в виде ветра или солнца, что, в свою очередь, порождает нестабильность системы. В 2021 г. из-за плохой погоды в США и странах ЕС практически полностью прекратилась выработка электроэнергии на ветровых и солнечных электростанциях [20]. Позднее в 2022 г. отсутствие ветра прекратило выработку электроэнергии в значительном количестве стран ЕС [21], январские морозы 2023 г. в Шотландии привели к остановке 71 ветряной турбины [22]. Конечно, есть способы минимизировать последствия этих атмосферных аномалий, к примеру, строительство аккумулирующих мощностей, направленных на сохранение энергии. Однако технологические возможности для реализации таких проектов очень сильно ограничены. Доступные крупномасштабные проекты на основе гидроаккумуляторов (закачивание воды в искусственные резервуары с последующим высвобождением для привода турбин) требуют соответствующих геофизических условий (перепады высот), либо чрезмерных инвестиций в создание искусственных перепадов высот [23], а классические аккумуляторы не обладают необходимой емкостью для хранения значительного количества энергии, либо их стоимость очень высока [24].

Нестабильность ВИЭ является важным ограничивающим фактором. Согласно данным отчетов МЭА и REN, коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в наземных ветроэнергетических установках составляет не более 30% (на практике 22–28%), а в морских – до 40% (на практике 25–35%), что математически означает необходимость условного строительства 3‑х агрегатов для получения эффективности на уровне газовой генерации.

Согласно оценкам Международного энергетического агентства, стоимость строительства оффшорных и наземных ветроэнергетических установок за последние 15 лет снизилась примерно в 2 раза [25]. Вместе с тем у этих электростанций определенные ограничения по фактическому использованию мощностей. Номинальная мощность, как правило, не равнозначна фактическому использованию. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в настоящее время варьируется в интервале 34–42%. Это в свою очередь влияет на выработку электроэнергии (таблица 1).

Казалось бы, применительно для России недостатки ВИЭ в сравнении с классическими электростанциями на ископаемом топливе очевидны, и нет смысла развивать этот сегмент. Однако здесь принципиальным является совокупность природно-­географических и экономических выгод в условиях конкретных регионов, даже при наличии существенных недостатков. К примеру, те же ограничения по КИУМ в условиях морей Северного Ледовитого океана в достаточной мере нивелируемы, учитывая значительные свободные акватории для размещения мощностей на разных участках и последующего их соединения в единую сеть подводными кабелями.

Одной из наиболее важных составляющих производства электроэнергии в арктическом макрорегионе является стоимость первичных ресурсов. Большинство объектов, особенно не включенных в единую энергосистему, используют привозное топливо, как правило, дизельное топливо или мазут. Их доставка осуществляется по сложным логистическим маршрутам, включая систему северного завоза и, соответственно, себестоимость такого ресурса во многом определяется логистикой.

В работе Назаровой Ю. А. для ЯНАО приводятся оценки в 20–35 руб./кВт·ч [27]. В сопредельных регионах Арктики тарифы также варьируются: в Республике Саха (Якутия) доходят до 206 руб./кВт·ч, в Магаданской области – в пределах 23,35–237,78 руб./кВт·ч, в Ненецком АО – 34,44–49,42 руб./кВт·ч [28]. Фактическая стоимость электроэнергии в разы ниже за счет бюджетных дотаций. Себестоимость такого производства значительна из-за того, что топливо для энергостанций привозное и его цена с учетом сложной логистики, как правило, в 2–3 раза выше среднерыночной (около 70–100 тыс. руб./тонна). При этом доля топливной составляющей в производстве электроэнергии достигает около 50%.

Дискуссионным остается вопрос о целесообразности именно потенциала оффшорного строительства ветровых станций в Арктическом макрорегионе. Здесь действительно имеется значительное количество свободных территорий на побережье, где можно разместить ветроэнергетические станции, что, в общем, реализовано в некоторых местах уже сейчас (таблица 2).

Можно сказать, что целесообразность оффшорного размещения в некоторой степени сомнительна, с учетом более значительных затрат на строительство и возможного дефицита технологических решений арктического исполнения. Но можно взглянуть на проблему с несколько иной позиции. Все недавно реализованные или планируемые к реализации в ближайшее время проекты «привязаны» к замещению уже существующих энергетических мощностей на ископаемом топливе, то есть к сложившейся структуре потребителей.

В случае новых проектов это будут мощности либо для очередного «замещения», либо для обеспечения спроса новых потребителей. В работе Ворониной Е. П. рассматриваются несколько будущих опорных зон промышленного развития в Арктической зоне РФ с учетом существующей нормативной базы [30]. Определен ряд локаций (п-ов Таймыр, побережье Республики Саха (Якутия), которые в среднесрочной и долгосрочной перспективах могут стать новыми центрами добывающей промышленности. В этих районах практически отсутствует транспортная инфраструктура, и населенные пункты расположены на достаточно протяженных территориях. В существующие населенные пункты завоз всех необходимых товаров происходит либо по Северному морскому пути (СМП), авиатранспортом и автозимниками (где применимо). При удалении от такого населенного пункта на расстояние нескольких сотен километров (к примеру, для освоения месторождения полезных ископаемых) отсутствие инфраструктуры существенно влияет на стоимость. А для строительства ветроэнергетической станции на побережье в таком случае потребуется завоз строительной техники по СМП, строительных материалов, оборудования, а также транспортировка к месту назначения, либо строительство протяжённых ЛЭП. Альтернативой может стать сооружение оффшорных установок в непосредственной близости к месторождению. Ответ на вопрос «что выгоднее и экономически целесообразнее?» в каждом случае индивидуален.

Анализ текущего состояния энергетических мощностей показывает, что установленная мощность составляет более 2700 МВт. Есть ТЭЦ, которые обслуживают крупные промышленные предприятия, есть ДЭС, обеспечивающие электроэнергией небольшие населенные пункты и промышленные предприятия с низким уровнем потребления электроэнергии. Около 30% приведенных в таблице 1 мощностей находятся в прибрежной зоне, а часть электростанций, построенных на удалении от береговой линии, обслуживают потребителей на побережье посредством протяженных линий электропередач.

То есть потенциал замещения существующей энергетической мощности на ископаемом топливе возобновляемыми источниками энергии имеется. Целесообразность инвестиций и привлекательность таких проектов, конечно, в первую очередь обусловлена ограничениями, связанными с поставками первичного энергетического ресурса на существующие электростанции на ископаемом топливе. Это в первую очередь касается удаленных населенных пунктов и предприятий, запитанных от дизель-­электрических станций в Ненецком АО, Якутии, п-ове Таймыр Красноярского края и Ямало-­Ненецком АО. Даже в Мурманской области, где имеется подключение к единой системе энергоснабжения и основные потребители получают электроэнергию от крупных электростанций, имеется примерно 31 автономный потребитель [31].

Но даже в Мурманской области и Чукотском АО, где крупные ТЭЦ ориентированы на производство электроэнергии из угля, замена их на ВИЭ вполне целесообразна. В Мурманскую область поставки угля на ТЭЦ осуществляются из других регионов по железной дороге, а в Чукотском АО – либо за счет местных месторождений, либо привозным путем морским транспортом.

Вторым значимым аспектом экономики создания ВИЭ является материалоемкость капитальных вложений. В работе [32] отмечается, что создание 1 МВт ветроэнергетической мощности требует 663 т бетона, 11 т пластиков, 8 т чугуна, 49 т стали и 1 т меди, что с точки зрения обычного экономического хозяйствования достаточно нерациональное и чрезмерное расходование ресурсов. Вместе с тем такие затраты применительно к Арктическим проектам могут быть вполне рациональными, обоснованными и в какой‑то мере привлекательными. Здесь уместна оценка взаимосвязей производственных цепочек и мультипликативного эффекта для региона в целом. Как правило, при строительстве капитальных сооружений производство бетона осуществляется на месте. Одним из приоритетов, обозначенных в указе президента [33], является опережающее развитие экономики макрорегиона и создание условий для его устойчивого развития. Соответственно, развитие производства строительных материалов напрямую взаимоувязано с задачами, определёнными в документе. Также следует отметить потенциальное увеличение внутреннего спроса на металлы (сталь, чугун, медь), значительная часть которого в настоящее время экспортируется. Это позволит сбалансировать структуру потребления и в меньшей степени зависеть от конъюнктуры внешних рынков.

К экономико-­технологическим недостаткам развития оффшорных проектов ВИЭ в Северном Ледовитом океане следует отнести отсутствие устоявшихся и апробированных технологических решений, которые соответствуют реалиям макрорегиона. Суровый и во многом нестабильный климат требует материалов особой прочности, которые способны длительное время работать в таких экстремальных условиях. Кроме этого, в России ощущается недостаток отечественных технологических решений на базе ВИЭ. Большинство построенных ранее ветроэлектростанций базировались на зарубежных технологиях.

Заключение

Вопрос дальнейшего развития Арктического макрорегиона и перспектив освоения его шельфовых ресурсов становится все более актуальным. С одной стороны, потепление в Арктике и сопровождающие это явление положительные процессы (сокращение площади морских льдов, улучшение судоходства, открытие новых месторождений и т. п.) диктуют необходимость использования всех открывающихся возможностей. С другой – возникающие риски (протаивание многолетней мерзлоты, изменения береговой линии, погодные аномалии в виде сильных ветров, обильных осадков и т. п.) требуют пересмотра существующих подходов к обеспечению макрорегиона необходимыми ресурсами для осуществления хозяйственной деятельности.

Развитие ветроэнергетики на шельфе арктических морей является возможной альтернативой строительству новых энергетических мощностей на суше на основе традиционных (ископаемых) источников энергии. Это позволит диверсифицировать энергетическую систему, «отвязать» ее от необходимости доставки привозного энергетического сырья и возникающих из-за этого рисков, логистических сложностей и расходов. Кроме этого, морские энергетические проекты снизят риски ущерба от деградации многолетней мерзлоты на суше и смогут обеспечить разрозненные объекты собственной электроэнергией без необходимости создания протяженной энергетической сети.

Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (госзадание FMWE‑2024-0017).

Сообщение Возможностии проблемы освоения ветроэнергетического потенциала акваторий Северного Ледовитого океана появились сначала на Энергетическая политика.

Виталий БУШУЕВ
Генеральный директор Института энергетической стратегии, д. т. н., профессор
Е-mail: vital@guies.ru

Энергетика как фундаментальная база функционирования общества

Отсутствие энергии лишает возможности любое проявление человеческой активности и самой жизни. Первобытные времена характеризовались полной зависимостью от мышечной силы, схожей с деятельностью любого другого животного вида, ограниченной примитивным физическим перемещением в поиске оптимальных условий обитания, добычи пищи и борьбы за лидерство. Физическое перемещение являлось основной формой существования.
Впоследствии энергия природы – течение воды, движущие механизмы водных колес, силу ветра, солнечного излучения – начали использовать для улучшения жизни: полива земель, измельчения зерна, навигации, выработки пищи и отопления жилья. Тогда природа воспринималась как инструмент для удовлетворения базовых потребностей.
Позже энергия перешла в разряд производственного ресурса, поддерживающего прогресс в сельском хозяйстве, промышленности, транспорте, обороне, строительной отрасли и культурной жизни. С течением времени появились уголь, нефть, ядерная физика, специализированные устройства, такие как трансформаторы, выпрямители, аккумуляторы, позволяющие эффективно преобразовывать природные и созданные человеком типы энергии в доступную электрическую форму. Электрическая энергия стала универсальной единицей, обслуживающей любые сектора общества. Распространение электричества сформировало современный и будущий «электрический мир», тесно связанный с обеспечением населения товарами и услугами.
Необходимо подчеркнуть, что за последнюю половину XX века человечество израсходовало около 250 млрд т энергоресурсов – объём, сопоставимый с суммарным использованием за весь предыдущий исторический период. Подобный экспоненциальный рост продолжается и, вероятно, сохранится в ближайшие десятилетия. Большинство исследователей сходятся во мнении, что к 2050 г. общее потребление первичной энергии вырастет на 25–30%, а спрос на электроэнергию, несмотря на значительные усилия по сбережению и развитию слабомощных устройств, удвоится или утроится.

Однако важно понимать, что речь идет не только о количественных показателях энергопотребления, но и о качественных изменениях, охватывающих глубокий уровень проникновения электричества во все слои жизни и определяющих новую структуру энергопотребления и интеграции энергии в каждый аспект деятельности человека.
Сейчас подавляющий объем электроэнергии используется промышленностью (примерно 70%), оставшаяся часть распределяется между транспортом, сельским хозяйством (по 7–10%) и бытовым потреблением (около 15%). Тем не менее, к середине XXI века произойдут кардинальные перемены: доля промышленности уменьшится до 40–45%, стремительно увеличится значение информационных и управляющих процессов (до 15%), перевозок и телекоммуникаций (также до 15%), а доля социальных нужд (здравоохранение, культура, обучение) достигнет уровня 25–30% [1]. Таким образом, граждане станут не только конечными потребителями, но и поставщиками электроэнергии, интегрируя выработку и распределение в общую цепочку энергопользования.
Вместе с развитием третьей тысячи лет приоритет принадлежит гуманистическому укладу общества. Термин «зелёная революция» означает не только экологическую озабоченность и желание защитить окружающую среду от деградации и антропогенных угроз, но и достижение гармонии человека и природы в собственном доме (oikos, от греческого – дом, обиталище).
Эта гармония возникает не за счёт ограничения потребления энергии, а благодаря рациональному увеличению энергоёмкости экосистемы, улучшению качества жизни через эффективное внедрение энергоинформационных технологий и дальнейшее формирование «электрического мира».
Следовательно, возросшая эффективность не снижает, а повышает количество используемой энергии, делая её неотъемлемой составляющей повседневной жизни.

Энергоинформационная инфраструктура цивилизации

Распространение элементов «электрического мира» приведёт к тому, что электричество вой­дёт в самую сердцевину человеческого существования, становясь не только внешним ресурсом для нормального функционирования общественных институтов, но и самим процессом жизнедеятельности каждого члена общества в пределах «дом – экос». Важнейшую роль здесь сыграет информатизация и интеграция энергоносителей с интеллектуальными технологиями управления и координации деятельности общества [2].
Информационные потоки приобретают черты особого энергетического феномена, близкого древнекитайскому пониманию энергии «ци». Несмотря на то, что цифровизация позволяет экономить традиционную электроэнергию, массовое внедрение современных цифровых приборов многократно увеличит спектр используемых видов энергии и общий уровень энергопотребления.
Примеры ожидаемых преобразований включают появление новых индустриальных технологий, например, металлургии, где сталь и металлообработка сменяются новыми способами изготовления многосоставных структур с заданными физическими и химическими свой­ствами. Вместо устаревших плавильных печей появятся электролизёры, способные мгновенно изменять характеристики материала прямо в ходе производственного цикла. Производство стройматериалов также подвергнется значительным изменениям: строительство начнётся с метода заливки пластиковых растворов, похожего на методы трехмерной и пятиразмерной печати, где материалы получают не из переработанной нефти, а синтетических органических соединений, созданных электрохимическими реакциями.
Перспективы транспортного дела также обещают серьёзные сдвиги: автомобили и поезда будут оснащены высокоэффективными магнитными приводами, линейными двигателями и средствами передвижения, работающими за счёт различия частот и фаз вибраций, открывая возможность путешествовать в условиях невесомости. Автоматизированные беспилотные машины уже служат примером первого шага к будущему миру транспорта, сочетающему энергетические и информационные компоненты в единый комплекс.
Передача энергии и информации станет неразделимым процессом, осуществляющимся параллельно, где одни и те же сети используются как для поставки энергии, так и для передачи сигнала. Начаты испытания однопроводных линий по методу Теслы, обеспечивающих одновременную доставку энергии и передачу управляющей информации [3].
Применение дронов и беспилотных аппаратов открывает новые перспективы во множестве областей, от военного дела до агрокультуры и контроля инфраструктурных сетей. Здесь человек утрачивает роль наблюдателя и становится создателем самоорганизующейся и адаптивной технической системы.
Финансовая система также подвергается глубокой трансформации: деньги переходят от статуса мерила стоимости товаров к выражению усилий, затрачиваемых на их производство.
Таким образом, общество будущего развивается не по схеме «материальные ресурсы > производство товаров > финансовая прибыль», а движется к новому порядку: «энергоинформационный потенциал > предоставление услуг > энергоинформационный капитал». Структура общества преобразуется из машиноподобной производственной парадигмы в единое энергоинформационное пространство жизнедеятельности.
Появление новых технологий, информативных комплексов и креативных способностей человека образует основные элементы жизнеустройства новой цивилизации. Это не утопичный взгляд, а вполне реальная картина ближайшего будущего, отображающая тенденцию изменения от обычного жизнеобеспечения к полной энергоинформационной интеграции жизни общества. Чем быстрее человечество осознает сущность предстоящих перемен, тем лучше сможет оценить особенности новой энергетической реальности.
Настоящая задача современности – выйти за пределы упрощённых технократических моделей и восстановить вдохновение дальновидных проектов, заложивших основы советских планов ГОЭЛРО. Вспомним искренность простых русских крестьян-­первопроходцев, верящих, что «электричество – это вселенская сила, вечный источник света, сияющий над миром» [3]. Или поразимся предвидению гениального учёного Николы Теслы, задолго предлагавшего идею сделать Землю мощным естественным хранилищем солнечной энергии Вселенной.
Исследование космоса становится важной ступенью прогресса космопланетарной цивилизации. Оно связано не только с желанием ускорить технический прогресс и наладить эффективные способы освоения внеземных пространств, но и обусловлено выживанием человечества в условиях потенциальной опасности, исходящей от падения астероидов и планетарных катаклизмов. Подобные рассуждения звучали уже век назад устами Константина Циолковского: «Однажды человечество примет форму чистой энергии и покинет Землю, устремившись навстречу неизведанным просторам Вселенной» [4]. Возможно, это выглядит фантастикой, но именно такая смелость необходима для построения достойного будущего.

Сообщение Энергетический переход:от энергетики жизнеобеспечения к энергетике информационных систем жизнедеятельности цивилизации появились сначала на Энергетическая политика.

Александр КРОЛИН
Начальник отдела комплексных инновационных программ и проектов НИУ МЭИ, к. э. н.
Е-mail: KrolinAA@mpei.ru

Евгений ГАШО
Профессор НИУ МЭИ, д. т. н.
E-mail: GashoYG@mpei.ru

Введение

В последние десятилетия вместе с ростом количества природных катастроф и опасных происшествий, связанных с труднопредсказуемыми наводнениями, ураганными ветрами, волнами жары, холода и другими неблагоприятными погодными явлениями, человечество начало осознавать необходимость предотвращения или хотя бы снижения темпов нарастания этих климатических изменений.
Большинство ученых и правительств придерживаются той точки зрения, что основное влияние на изменение климата оказывает парниковый эффект, приводящий не просто к росту средней околоземной температуры, но и к разбалансировке различных природных процессов, влияющих на погодные условия в различных регионах Земли. При этом признается также, что за повышение концентрации парниковых газов, приводящих к глобальному потеплению, ответственны не только естественные природные процессы, но и во все больших масштабах применяемые человечеством технологии, базирующиеся на сжигании углеродсодержащего топлива в энергетике, промышленности, транспорте и других сферах жизнедеятельности.
Сформировалась «климатическая повестка» мирового сообщества, направленная как на снижение отрицательного антропогенного воздействия на климат Земли – так называемую «митигацию», и на «адаптацию» – уменьшение ущерба от нарастающего негативного влияния опасных погодных явлений на жизненно важные техногенные, природные и другие системы и объекты.
Митигация включает в себя совместные усилия стран по предотвращению (замедлению) климатических изменений в глобальном масштабе. В самом широком смысле эти устремления и усилия были закреплены в соглашении, принятом на 21‑й конференции Рамочной конвенции об изменении климата (РКИК) в Париже в декабре 2015 г. и вступившим в силу после его ратификации 55 сторонами РКИК ООН, на долю которых приходилось более 55% объёма глобальной эмиссии парниковых газов. Главная цель Парижского соглашения – удержать повышение глобальной среднегодовой температуры на планете к 2100 г. в пределах 1,5 °C – нашла свое отражение в национальных планах (ОНУВ – определяемые на национальном уровне вклады в борьбу с изменением климата) большинства стран мира, которые приняли собственные обязательства по сокращению выбросов ПГ.
В дальнейшем было инициировано много совместных деклараций и инициатив, таких, например, как «Обязательство по метану», «Отказ от угля», «100% электромобилей» и «Лесное хозяйство», запущенных на конференции ООН по изменению климата в Глазго в 2021 г. и принятых/подписанных 103‑мя, 50‑ю, 30‑ю и 137‑ю государствами соответственно. Тогда же был создан Альянс «Без нефти и газа», имеющий целью полный отказ от добычи нефти и природного газа, в который вошли 8 стран и 2 провинции/штата (Дания, Коста-­Рика, Франция, Гренландия, Ирландия, Квебек, Швеция и Уэльс в качестве полноправных членов, а Калифорния и Новая Зеландия в качестве ассоциированных членов).
Адаптация подразумевает широкий спектр действий в направлении снижения отрицательных последствий климатического влияния на системы и объекты в локальном, региональном, национальном и иногда в межнациональном масштабах. Каждая страна (регион, отрасль, город) должна вырабатывать тот комплекс адаптационных мер, который будет наиболее действенен для экономики и населения этих территорий в условиях изменения климата.

Меры по предотвращению/снижению темпов роста климатических изменений (митигация) на международном и национальных уровнях

Для оценки политики и законодательства в области снижения негативного воздействия на климат были выбраны 12 стран – Китай, Индия, Бразилия, ЮАР, Индонезия, Вьетнам, Турция, Иран, Южная Корея, Япония, Великобритания и США, а также страны ЕС. Данные страны по оценкам 2023 г. были ответственны за более 2/3 объема глобальных мировых выбросов парниковых газов [1–2]. Выбор стран осуществлялся не только по признакам, связанным с величиной антропогенных парниковых выбросов и/или с объемами поглощения углекислого газа лесными и сельскохозяйственными насаждениями, но и с учетом уровней экономического развития, принадлежности к тому или иному политическому объединению, наличия технологий и потенциала для использования возобновляемых источников энергии как одного из главных инструментов в борьбе с парниковым эффектом. Некоторые крупные по населению страны, такие как Нигерия или Пакистан, в данный анализ не вошли, поскольку для них приоритетным является не климатическая повестка, а, наоборот, повышение низкой в настоящий момент энерговооруженности (вне зависимости от типов источников генерации и количества выбросов ПГ) в целях обеспечения экономического развития и, в первую очередь, для борьбы с голодом [3].
Поскольку целью являлось рассмотрение климатических политик и действий зарубежных государств, Российская Федерация также не была включена в данный анализ, хотя наша страна входит в десятку крупнейших государств мира по населению и, по международным оценкам, отвечает за приблизительно 4,8% от величины глобальных парниковых выбросов. При этом Россия обладает огромными лесными и сельскохозяйственными площадями, а также природными ресурсами, как ископаемыми, так и возобновляемыми.
В настоящее время в связи с кардинальными изменениями во внешней и внутренней (включая климатическую) политике стран Евросоюза и США эта доля выбранных стран в общем объеме выбросов парниковых газов в атмосферу, по-видимому, имеет тенденцию к увеличению. США вышли из Парижского соглашения сразу с приходом к власти Президента США Дональда Трампа – в этом случае экономические соображения на краткосрочную перспективу показались новой администрации более важными, чем качество жизни будущих поколений. Многие страны Евросоюза столкнулись с последствиями собственной санкционной политики и вместо трубопроводного природного газа из России перешли на более дорогой сжиженный природный газ, которого к тому же оказалось недостаточно для замещения выбывших объемов поставок. Этот дефицит энергоресурсов не удалось покрыть только за счет возобновляемых источников энергии в числе прочих причин из-за нестабильного характера работы установок, использующих ВИЭ, что в свою очередь привело к вводу в эксплуатацию экологически «грязных» угольных мощностей, ранее выведенных в резерв в соответствии с требованиями климатической политики.
Собственные обязательства по сокращению выбросов парниковых газов некоторых стран мира были связаны с возможностью доступа к кредитным линиям и новым «безуглеродным» технологиям для энергетического и транспортных секторов, которые должны были им предоставить более развитые экономически государства. Однако в связи со смещением приоритетов развитых стран от климатической повестки к обеспечению надежности энергоснабжения выполнение обязательств развивающихся стран по сокращению выбросов ПГ оказались под угрозой невыполнения. К таким странам относятся, например, Вьетнам, Индия, Индонезия, Иран и ЮАР, включенные в данный обзор.
Основные климатические цели рассматриваемых стран. Климатические цели большинства стран мира были задекларированы в их национальных обязательствах (ОНУВ), которые в соответствии с Парижским соглашением 2015 г. должны обновляться один раз в 5 лет, но по факту обновлялись (или не обновлялись вовсе) разными странами с различной частотой – одни страны обновляли/уточняли их чаще, другие реже. Третья обновленная версия ОНУВ (ОНУВ 3.0 или ОНУВ 2035) должна была быть обнародована до 10 февраля 2025 г.
Только 15 стран выполнили обязательства к 10 февраля 2025 г. подать ОНУВ на 2035 г., а к маю 2025 г. их число увеличилось до 21. В преддверии тридцатой конференции ООН по климату (COP30), которая прошла в Белене (Бразилия) с 6 по 21 ноября 2025 г., уже 64 страны обнародовали свои ОНУВ 3.0. В совокупности новые ОНУВ демонстрируют сокращение прогнозируемых выбросов на 17% (от 11 до 24%) по сравнению с уровнем 2019 г. Кроме того, во многих из них (73% от общего количества) достаточно широко декларируются меры, направленные не только на митигацию, но и на адаптацию к существующим и прогнозируемым климатическим изменениям.
К сожалению, абсолютное большинство из 64‑х представленных ОНУВ 3.0. относятся к странам, которые ответственны за несущественное количество парниковых выбросов. Главные источники выбросов, такие как Китай, Индия и Европейский союз, так и не представили свои обновленные ОНУВ на COP30.
Доли в общем объеме мировых парниковых выбросов и климатические цели рассматриваемых стран, закрепленные в обновленных по состоянию на начало 2025 г. национальных обязательствах (ОНУВ), сведены в таблицу 1. В столбцах с уровнями годовых парниковых выбросов и годами достижения «углеродной нейтральности» для всех стран там, где не указано другое, показаны только безусловные цели, т. е. те цели, которые страны обязуются достичь без привлечения международных схем кредитования и субсидирования. Год достижения «углеродной нейтральности» указан для всех стран, кроме Великобритании, в отношении выбросов только СО2. Великобритания к 2050 г. обязалась достичь нейтральных выбросов всех парниковых газов.
Как видно из таблицы 1, только 4 страны из всех рассматриваемых представили обновленный ОНУВ в конце 2024 г. – начале 2025 г. ОНУВ США от декабря 2024 г. в данный момент недействителен ввиду очередного выхода страны из Парижского соглашения с приходом к власти Президента США Д. Трампа в январе 2025 г.

ОНУВ 3.0 Бразилии от ноября 2024 года предполагает в 2035 г. снижение парниковых выбросов на 56–67% по сравнению с выбросами 2005 г., при этом в абсолютных цифрах это означает от 845 до 1,050 Мт СО2‑экв. в год в зависимости от сценария экономического развития. Нижняя граница данного диапазона соответствует снижению абсолютных выбросов на 4% по сравнению с обязательствами по парниковым выбросам в 2030 г., принятом в предыдущем ОНУВ, а верхняя граница – увеличению выбросов на 19%.
Справедливости ради надо отметить, что предыдущий ОНУВ Бразилии 2023 г. представлял собой скорректированный документ 2022 г. в части значительного усиления климатических обязательств, и если сравнивать действующие в настоящий момент обязательства с обязательствами, принятыми в 2022 г., то новый документ устанавливает более амбициозные цели в направлении декарбонизации экономики Бразилии.
Япония представила свой ОНУВ 3.0. в РКИК ООН 18 февраля 2025 г., при этом в нем были задекларированы достаточно амбициозные климатические цели на 2035 г. и 2040 г. К 2035 г. Япония обязуется сократить парниковые выбросы на 42% по сравнению с 2013 г., что, тем не менее, по мнению международных экспертов, является недостаточным для достижения цели Парижского соглашения – ограничить глобальное потепление не выше, чем на 1,5 °C к 2100 г.
Великобритания установила цели по снижению ежегодных выбросов ПГ, совместимые с целью Парижского соглашения. В абсолютных значениях это означает снижение ежегодных выбросов почти в 2 раза, или с 251 млн т CО2‑экв. до 153 Мт СО2‑экв. за период с 2030 по 2035 гг.
Инструменты достижения климатических целей. К основным инструментам достижения климатических целей относятся законодательные меры (ОНУВы, документы стратегического планирования и др.), экономические механизмы (например, углеродные рынки, льготные кредиты, в т. ч. для развивающихся стран, субсидирование климатических программ и проектов – главным образом, связанных с использованием ВИЭ и повышением энергетической эффективности) и технологические меры. К технологиям, направленным на борьбу с изменением климата, в первую очередь следует отнести производство вторичных энергоресурсов на установках, использующих ВИЭ, технологии улавливания и хранения углерода (CCS), технологии, направленные на увеличение зеленых насаждений как поглотителей СО2, и электрический транспорт.
Следует отметить, что, по мнению авторов, переход на электрический транспорт от транспорта с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) не всегда соответствует целям митигации – снижения выбросов парниковых газов в атмосферу в глобальном масштабе. Безусловно, переход на электротранспорт в местах большого скопления населения, таких как мегаполисы, является необходимой мерой с точки зрения защиты здоровья их жителей, охраны зеленых насаждений, местной фауны и, отчасти, инженерной инфраструктуры. С этой точки зрения данная технология, безусловно, должна внедряться в городскую инфраструктуру на приоритетной основе. Однако при оценке эффекта митигации применительно к снижению выбросов СО2 необходимо учитывать, на каких источниках была произведена электроэнергия, использующаяся для зарядки аккумуляторов электромобилей. С учетом КПД выработки электроэнергии на тепловых электростанциях, потерь в аккумуляторах и т. д., можно оценить, в каком случае (стране, регионе) переход на электромобили будет способствовать снижению парниковых выбросов, а в каких не будет, или напротив, приведет к их увеличению в глобальном масштабе. Важно также учитывать, какие именно автомобили и ДВС заменяются на электромобили. Самые приблизительные оценки для японского автомобиля с ДВС средней мощности (150 л. с.) говорят о том, что в данном случае при доле тепловой генерации, использующей ископаемые энергоресурсы, в энергобалансе страны более 50%, переход на электродвигатели не соответствует глобальным целям декарбонизации. Таким образом, только при доле электрогенерации от ВИЭ и «малоуглеродных» источников, таких как АЭС, совокупно в энергобалансе более 50% следует ожидать, что переход на электротранспорт не противоречит или полностью соответствует климатическим целям на глобальном уровне.
В таблице 2 приведены главные технологические инструменты достижения климатических целей выбранных государств. Следует отметить, что такая область использования энергоресурсов, как теплоснабжение, осталась за пределами рассмотрения данного обзора из-за сложности приведения сопоставимых данных, к которым относятся, например, производство теплоты (наличие/отсутствие когенерации, распределения по видам топлива (ископаемое или возобновляемое), классы энергоэффективности жилых, общественных и промышленных зданий. Кроме того, из-за особенностей климата, не для всех выбранных стран отопление помещений является актуальной задачей, хотя достаточно заметная доля энергии как возобновляемых источников, так и ископаемых видов топлив используется для приготовления пищи.
В таблице 2 к ТЭС отнесены только электростанции, использующие ископаемое топливо. К электростанциям, использующим ВИЭ, отнесены ВЭС, СЭС, Гео­ТЭС, ТЭС на биомассе (мусор, древесина, отходы с/х, биогаз, жидкое биотопливо), приливные и волновые ЭС, ГЭС и ГАЭС. Установленные мощности Китая приведены по состоянию на первую половину 2025 г. Установленные мощности и производство электроэнергии в ЮАР приведены на конец 2023 г. Установленные мощности и производство электроэнергии в Великобритании приведены на середину 2023 г. Производство электроэнергии в Турции приведено на конец 2023 г. Остальные данные по странам указаны на конец 2024 г. По всем странам, кроме Великобритании, производство э/э указано брутто (включая потребление на собственные нужды источников), для Великобритании производство э/э указано нетто (с учетом эффективности выработки).

Производство электроэнергии из ископаемых видов топлива и из экологически чистых и низкоуглеродных источников энергии (ВИЭ и АЭС) показано на рис. 1. В целях наглядности сравнения 9 стран с наименьшими абсолютными значениями электроэнергии, произведенной из ископаемых видов топлива, объединены в единые столбцы. Абсолютным лидером по парниковым выбросам является Китай, несмотря на беспрецедентный по масштабу ввод в эксплуатацию установок ВИЭ в последние годы. За ним с существенным отрывом следуют США и Индия. Европейские страны в целом производят больше электроэнергии из чистых источников, чем из ископаемых топлив, однако по объему парниковых выбросов электроэнергетическим комплексом ЕС занимает четвертое место в мире.

На рис. 2 показаны установленная мощность и годовая выработка электроэнергии на ТЭС, использующих ископаемые виды топлив, в процентах к суммарному годовому производству электроэнергии в отобранных странах. Столбцы слева относятся к установленной мощности ТЭС, столбцы справа – к годовой выработке электроэнергии. Наибольший процент экологически «грязной» электроэнергии производится на ТЭС Индонезии, ЮАР и Ирана, наименьший – с большим отрывом – на ТЭС Бразилии.
В большинстве случаев доли ТЭС в установленной мощности всех источников и в общей выработке электроэнергии близки. Однако для некоторых стран, таких как Турция, Китай и Япония, доля производства электроэнергии в ее общей выработке значительно выше, чем доля ТЭС в суммарной установленной мощности электрогенерации. Основной причиной такой диспропорции является, по-видимому, низкая эффективность использования установок ВИЭ – низкий коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), что обычно связано с неоптимальным выбором либо отсутствием подходящих с точки зрения инсоляции или среднегодовой скорости ветра мест, в которых устанавливаются СЭС или ВЭС.

На рис. 3 показаны установленная мощность и годовая выработка электроэнергии на источниках генерации, использующих ВИЭ, в процентах к суммарному годовому производству электроэнергии в отобранных странах. Столбцы слева относятся к установленной мощности ВИЭ, столбцы справа – к годовой выработке электроэнергии.

Из всех выбранных стран наименьший процент э/э вырабатывается на источниках, использующих ВИЭ, в Южной Корее, ЮАР и Иране. Лидером в данном процентном показателе использования ВИЭ для производства э/э является Бразилия, за ней с существенным отрывом следуют Великобритания и Вьетнам. Представляет интерес рассмотрение динамики производства электроэнергии различными источниками в странах, электроэнергетические комплексы которых являются главными эмитентами парниковых газов. На рис. 4 приведена выработка электроэнергии всеми источниками в Китае, США и Индии, начиная с 2000 г.
Как видно из диаграммы, выработка электроэнергии в Индии за последние почти четверть века выросла троекратно, а в Китае – почти в 7 раз, тогда как в США она оставалась практически на одном уровне. Отчасти это объясняется ростом экономик Китая и Индии, при этом следует учитывать более низкую энерговооруженность этих двух стран по сравнению с США и в связи с этим острую необходимость обеспечения надежного энергоснабжения не только промышленности и других секторов экономики, но и всех групп населения.

На рис. 5 показана динамика производства э/э на ТЭС, использующих ископаемые виды топлива, в Китае, США и Индии в 21 веке.
Рост выработки э/э «грязными» источниками в Китае и Индии почти соответствует увеличению общей электрогенерации в этих странах на том же временном интервале, имея при этом чуть меньший угол наклона (рост в 5,3 раза в Китае и в 2,5 раза в Индии). Одной из причин этого небольшого снижения темпов роста использования ископаемых видов топлива является увеличение генерации, базирующейся на ВИЭ. Тем не менее тепловая генерация продолжает играть важную роль в Индии и особенно в Китае. Только в США наблюдается некоторая стабилизация величины выработки э/э, соответствующая стагнации производства э/э в целом.

Данные тенденции не соответствуют целям снижения темпов роста парниковых выбросов и околоземной температуры, которые стоят перед мировым сообществом (да и сообщество это, к сожалению, все больше расходится в своем отношении к происходящим климатическим изменениям).
В соответствии с [10], в 2024 г. средний процент продаж электромобилей в целом по странам ЕС, определяемый как отношение всех проданных электромобилей к общему числу проданных автомобилей, составил 20,5%. При этом данное процентное отношение в странах ЕС очень сильно отличается от страны к стране (рис. 6).

При анализе рис. 1 отчетливо прослеживаются несколько тенденций:
Наибольший процент проданных электромобилей ожидаемо оказался в скандинавских странах, в которых вопросам охраны окружающей среды традиционно уделяется большое внимание на протяжении последних десятилетий. В них не только давно разработаны политические и экономические рычаги, направленные на сохранение окружающей среды, но и сформирован устойчивый стереотип поведения населения по отношению к ее защите от антропогенного воздействия. Следует также отметить, что в случае скандинавских стран эта тенденция соответствует целям митигации, поскольку в них электроэнергия производится в основном из возобновляемых или низкоуглеродных источников первичной энергии.
В целом за небольшими исключениями увеличение процента владения электромобилями прослеживается от стран с меньшим средним доходом на душу населения к более благополучным в этом отношении странам.
Процент продаж электромобилей в таких развитых странах, как Германия и Италия, оказался ниже среднего по странам ЕС. Возможно, это объясняется инерционностью автомобильных концернов-­гигантов и их ценовой политикой, вместе с консервативным отношением населения к вопросу выбора собственного средства передвижения. Кроме того, на выбор покупателей весьма вероятно повлияли экономические соображения, поскольку Германия и Италия входят в число шести стран мира, в которых цены на электроэнергию для потребителей являются наиболее высокими в мире (0,422 и 0,402 долл. США/кВт·ч соответственно в 2025 г.) [9].
Таким образом, можно отметить несколько важных аспектов в климатической политике и основных инструментах ее реализации в выбранных странах:
Основные «загрязнители» атмосферы, кроме США, Бразилии, Японии и Великобритании, не приняли новых более жестких обязательств по ограничению парниковых выбросов к ноябрю 2025 г. – началу очередного климатического саммита ООН (COP30). При этом поданный США ОНУВ вряд ли будет выполнен ввиду изменения отношения новой администрации Президента США к мировой климатической повестке.
Лидером по абсолютным значениям парниковых выбросов является Китай, и данная тенденция, скорее всего, сохранится как минимум на несколько ближайших десятилетий в электроэнергетическом секторе. Наряду со стремительным ростом установленной мощности ВИЭ в последние годы производство энергии из ископаемых видов топлива в Китае тем не менее продолжает увеличиваться, сохраняя практически те же темпы в течение всего 21 века.
Наибольшая доля ВИЭ в структуре выработки э/э принадлежит Бразилии, за ней следуют Великобритания, Вьетнам, ЕС и Турция. При этом по суммарному объему генерации лидерство принадлежит Китаю, за ним с более чем двукратным отрывом следуют США и ЕС. Скорее всего, этот отрыв будет увеличиваться в ближайшие годы под воздействием многих факторов, среди которых на первое место выходят политические и экономические, такие, как выход США из Парижского соглашения, возврат к ископаемым видам топлива ввиду проблем с обеспечением надежности и с ростом потребительских цен на э/э в странах ЕС.
Наибольший процент электромобилей от общего объема автомобильного рынка наблюдается в скандинавских странах, что соответствует как высоким уровням дохода на душу населения, так и целенаправленной климатической политике во всех секторах экономик этих стран в последние десятилетия.

Сообщение Климатическая политика основных эмитентов парниковых газов в 2025 г.: изменения и вызовы появились сначала на Энергетическая политика.

Олег АКСЮТИН
Заместитель председателя правления – начальник департамента ПАО «Газпром»,
член-корреспондент РАН, д. т. н.

Александр ИШКОВ
Советник заместителя председателя правления — начальника департамента ПАО «Газпром», ученый секретарь ООО «Газпром ВНИИГАЗ», профессор кафедры ЮНЕСКО «Зеленая химия для устойчивого развития» Российского химико­технологического университета
им. Д. И. Менделеева, д. х. н.

Константин РОМАНОВ
Заместитель начальника управления
ПАО «Газпром», генеральный директор
ООО «Газпром водород», к. э. н.
Евгений КОЛОШКИН
Главный технолог ПАО «Газпром»,
ученый секретарь секции № 19 научно­технического совета ПАО «Газпром», к. э. н.

Евгений ВАРФОЛОМЕЕВ
Начальник центра экономики энергосбережения, экологии и внедрения новой техники ООО «НИИгазэкономика», к. э. н.

Дмитрий БЫКОВ
Начальник отдела экономической эффективности разработки и внедрения
новой техники ООО «НИИгазэкономика», к. т. н.

Подчеркивая необходимость разработки согласованного комплексного подхода к решению энергетических вопросов в интересах устойчивого развития, уделяя особое внимание ликвидации нищеты и достижению целей в области развития, Генеральная ассамблея ООН в 2012 г. постановила объявить 2014–2024 гг. десятилетием устойчивой энергетики для всех. Анализируя итоги указанного десятилетия, ООН отмечает, что «в полной мере добиться поставленных целей не удалось».
В последнее время эксперты отмечают, что скорее всего к 2030 г. цели устойчивого развития (ЦУР), утверждённые в 2015 г. Генеральной ассамблеей ООН, не будут достигнуты. Сегодня только 17% из 169 задач ЦУР демонстрируют прогресс. Появляются инициативы по пересмотру ЦУР, так, например, в рамках Шанхайской организации сотрудничества (ШОС) создается совет по устойчивому развитию, в рамках которого запланировано обсуждение нового формата ЦУР с привлечением БРИКС+, ЕАЭС, чтобы в 2030 г. коллективно представить эти предложения в ООН. Совет по устойчивому развитию ШОС, в том числе, займется выработкой альтернативной модели справедливого энергетического перехода.
2025 г. объявлен ШОС Годом устойчивого развития. В Астанинской декларации зафиксировано предложение Китайской Народной Республики придать 2025 г. тематическую направленность, посвящённую устойчивому развитию. Одним из векторов сотрудничества становится расширение научного обмена, привлечение вузов и исследовательских центров.
В прошлом году по инициативе ООН стартовало Международное десятилетие наук в интересах устойчивого развития, которое завершится в 2033 г. Действительно, приходит время отказаться от деклараций, а использовать прагматичный, основанный на научных знаниях подход в области устойчивого развития. Представляется важным проводить современные исследования и разрабатывать управленческие решения на основе отечественной научной школы: естественнонаучного направления космизма, описанного в трудах Н. Ф. Федорова, К. Э. Циолковского, А. Л. Чижевского; религиозно-­философских направлений В. С. Соловьева, П. А. Флоренского, С. Н. Булгакова, Н. А. Бердяева и публикаций И. А. Ефремова.
Российская научная школа рационального природопользования опирается на идеи В. В. Докучаева, концепции ноосферы В. И. Вернадского, коэволюции Н. Н. Моисеева, соизмерения технических и природных потенциалов Т. А. Акимовой. Ранее в СССР зародилась политика системного территориального планирования и рационального размещения производительных сил в конкретных природных комплексах.

В контексте концепции устойчивого развития особого внимания заслуживают публикации В. И. Вернадского о необходимости количественного учета естественных производительных сил в энергетическом выражении.
Энергетика играет важную роль в развитии человеческой цивилизации и благополучии людей. Для определения вектора развития важно провести комплексную оценку использования различных источников энергии с точки зрения их влияния на достижение ЦУР.
В настоящее время зачастую декларативно и априори предполагается, что рост доли ВИЭ в мировом энергобалансе приведет к наиболее полному выполнению ЦУР, что не находит подтверждения в научном сообществе. Для выработки управленческих решений требуется сопоставление социально-­экономических последствий использования различных видов топливно-­энергетических ресурсов (ТЭР) на системной основе, т. е. с учетом всех стадий жизненного цикла.
Изначально ООН отранжировал ЦУР по степени их важности – номер цели соответствует её приоритету (рис. 1). Стоит отметить, что преимущественно в странах коллективного запада приоритеты расставлены по-иному. В приоритете там зачастую борьба с изменением климата, уменьшение неравенства, ответственное потребление, производство и др.
Стоит отметить, что не все 17 целей имеют прямое отношение к ТЭК. Для целей данного исследования были отобраны 12 из 17 ЦУР, наиболее актуальных для характеристики ТЭК и конкретной поставленной задачи – достижения ЦУР на всех стадиях жизненного цикла производства и использования топливно-­энергетических ресурсов (ТЭР) для производства электрической энергии.
В исследовании проведен углубленный анализ зарубежных источников методологии оценки стадий жизненного цикла производства электроэнергии при расчете экологических показателей (углеродного следа и выбросов оксида азота и оксида серы).
В научном сообществе применяются разные методологии по оценке стадий жизненного цикла производства электроэнергии, отличающиеся для разных источников генерации (видов ТЭР). В международной практике при анализе и оценке жизненного цикла электроэнергии используется система взаимосвязанных стандартов, методологий и баз данных: стандарты ISO 14040/44 задают общие понятия и определения, методологии оценки воздействия (ReCiPe, CML и прочие) устанавливают требования к расчетным моделям, документы Product Category Rules (PCR) – обеспечивают отраслевую специфику и сопоставимость, а специализированные базы данных (ecoinvent, GaBi) предоставляют исходные данные для расчетов с учетом видов ТЭР и региональных особенностей. Например, методология ReCiPe, разработанная Центром экологической оценки Нидерландов, включает широкий спектр категорий воздействий, объединённых в три группы: воздействие на здоровье человека, повреждение экосистем и истощение природных ресурсов. Методология CML, созданная Университетом Лейдена (Нидерланды), служит инструментом количественной оценки различных видов воздействий на окружающую среду и включает показатели, отражающие воздействие на атмосферу, воду, почву, позволяет учитывать разные виды загрязнений, такие как загрязнение воздуха тяжёлыми металлами, окислами азота и серы, а также выбросы парниковых газов.
Проведенный в работе анализ показал, что в применяемых методологиях различается учитываемая продолжительность жизненного цикла продукционной системы, и число стадий, учитываемых при оценке вредного экологического воздействия. Обычно в зарубежных исследованиях величина жизненного цикла по ВЭС и СЭС составляет 20–25 лет в зависимости от типа, а по ТЭС на горючих топливах, ГЭС и АЭС – 40–50 лет. Таким образом, оценки с разной временной базой не сопоставимы между собой.
Различия в количестве и полноте учитываемых стадий ЖЦ и охватов оказывают влияние на оценку выбросов в генерации на природном газе, ветряной и солнечной энергетике и в сопоставлении их между собой.
Оценка выбросов парниковых газов в зарубежных источниках по ВЭС и СЭС зачастую включает в себя только охваты 1–2 (все прямые выбросы и косвенные выбросы при генерации из приобретенных на стороне источников), а стадии добычи полезных ископаемых и производства материалов не включены в оценку . В части ТЭС на газовом топливе стандартная оценка выбросов парниковых газов в нескольких зарубежных исследованиях включает охваты 1–2, без учета стадии производства материалов и конструкций ТЭС, трубопроводов и железобетонных изделий для газовой отрасли . При оценке объема выбросов парниковых газов ТЭС, работающих на нефтяном топливе, берутся в расчет охваты 1–2, без учета стадии добычи и переработки полезных ископаемых для материалов ТЭС, трубопроводов и объектов добычи, производства этих материалов и конструкций . При оценке выбросов парниковых газов по АЭС учитываются охваты 1–3 (все прямые и все косвенные выбросы, связанные с самой организацией на стадиях «upstream» (разведка, бурение, добыча) или «downstream» (переработка, производство), с ее поставщиками или потребителями на протяжении всего жизненного цикла генерации), без учета стадии добычи полезных ископаемых для производства материалов АЭС .

В целях унификации в методологии данного исследования оценка жизненного цикла проведена за период в 50 лет для всех типов электростанций, ввиду того что фактическая длительность жизненного цикла АЭС и ГЭС достигает даже больших значений, а для приведения исследований к сопоставимому виду необходимо равняться именно на максимальные значения продолжительности жизненного цикла. В большинстве источников и расчетных моделях по данной тематике используется длительность жизненного цикла для ГЭС и АЭС – 50 лет. При расчетах используется полный набор стадий генерации электроэнергии: от добычи полезных ископаемых до утилизации. В частности, расчет показателей выбросов парниковых газов по ТЭС на природном газе, по ВЭС и СЭС в течение всего жизненного цикла производства электроэнергии выполнен с учетом стадии добычи полезных ископаемых и их переработки, производства материалов для электростанции, их транспортировки, сборки, строительства, утилизации, ремонта, замены конструкций и частей электростанции (с учетом числа отказов и ежегодного технического обслуживания).
Данные получены путем пересчета удельных показателей в показатели на одну типовую электростанцию по общей формуле с распределением на 50 лет с учетом коэффициентов потенциала глобального потепления. Например, выбросы парниковых газов ЖЦ по ТЭС на природном газе рассчитаны с учетом стадии добычи полезных ископаемых, производства стальных трубопроводов и железобетонных изделий, материалов ТЭС и ГПА, цементирования и консервации скважин.
Результаты исследования демонстрируют, что наибольшее количество выбросов парниковых газов на протяжении всего ЖЦ производит ВЭС, на втором месте – СЭС. Более того, и наибольшая величина выбросов ПГ, и наибольшее негативное воздействие на окружающую среду (НВОС) в целом наблюдается как раз на стадиях добычи полезных ископаемых и производства материалов и конструкций для строительства и обслуживания электростанций. Многие исследования, как правило, не учитывают влияние этих стадий ЖЦ ни на суммарную величину ПГ, ни на общую оценку НВОС электростанций. Предлагаемый авторами новый, комплексный подход учитывает все стадии ЖЦ, позволяя получить более полную, сопоставимую, корректную – и потому более объективную оценку (таблица 1).

Далее для каждой цели устойчивого развития, на которую оказывают существенное влияние производители энергии, были выделены показатели, которые демонстрируют степень этого влияния. При этом показатели могут характеризовать влияние того или иного вида ТЭР сразу на несколько целей устойчивого развития. Для наиболее полного достижения ЦУР ООН энергоноситель должен обладать наилучшими по сравнению с конкурентами показателями на единицу выработанной с его помощью электроэнергии с учетом полного жизненного цикла.
В качестве объекта исследования для оценки степени воздействия того или иного вида ТЭР на достижение ЦУР ООН были приняты типовые объекты генерации электрической энергии (электростанции), была разработана система показателей в разрезе типовых объектов генерации.
Предложенная система показателей позволяет сопоставить входящие потоки (ресурсы), специфику объектов генерации («производственные» особенности) и их последствия (результаты) на протяжении всего жизненного цикла объектов генерации. Экологические показатели можно количественно оценить на большинстве стадий жизненного цикла. Экономические и большинство социальных показателей – на стадии эксплуатации объекта генерации.
Данные показатели были сгруппированы в три блока (экологический, социальный и экономический), которые затем объединяются в интегральный индекс (энергетического благополучия):
Экологический блок: углеродный след, выбросы оксидов азота и серы, удельная масса отходов, водопотребление и влияние на эвтрофикацию водоемов.
Социальных блок: неканцерогенная токсичность для человека, частота несчастных случаев со смертельным исходом, площадь занимаемых земель и интенсивность землепользования.
Экономический блок: себестоимость производства (LCOE, т. е. нормированная себестоимость единицы энергии), коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), удельный расход условного топлива (УРУТ), ресурсоемкость и материалоемкость.
Распределение показателей, характеризующих использование ТЭР,
по ЦУР ООН представлено на рис. 2–3. В ходе разработки методологии расчета индекса дополнительно были разработаны методика оценки углеродного следа электроэнергии, генерируемой ВЭС, СЭС и природным газом на протяжении всего жизненного цикла производства электроэнергии, а также методика расчета себестоимости производства электроэнергии (LCOE), в которой были учтены фактические данные о частоте и составе работ по ТОиР электростанций.

Таким образом, совокупность исходных показателей, из которых затем рассчитывается индекс, состоит из 15 удельных или относительных показателей. Значение показателей оценивается для каждого из семи анализируемых видов ТЭР: уголь, нефть (нефтепродукты), природный газ (трубопроводные поставки (ТГ) и сжиженный природный газ (СПГ), атомная и гидроэнергия, энергия ветра и солнца) по данным, доступным в открытых источниках.
Группировка индивидуальных показателей в три блока, а затем и в интегральный индекс, осуществляется путем взвешивания нормированных значений показателей. Удельные показатели, использованные при расчете индекса, представлены в таблице 2.
Рассмотрим некоторые удельные показатели из таблицы 2 более подробно. В данном исследовании расчет углеродного следа по природному газу, ВЭС и СЭС выполнен за весь жизненный цикл объекта генерации длительностью 50 лет, включая все его стадии жизни от «колыбели» (добычи ресурсов) до утилизации. Согласно расчетам за полный жизненный цикл, самый малый углеродный след у АЭС и ГЭС, средние значения – у ТЭС на газе, СЭС и ВЭС (рис. 4).

Выполненные в работе системные исследования в области оценки НВОС при утилизации элементов ВЭС и СЭС свидетельствуют о том, что включение «грязных» стадий (производство материалов для конструкций и ликвидация) в границы продукционной системы приводит к многократному увеличению показателей выбросов парниковых газов для этих видов электростанций, при этом за 50‑летний период жизненного цикла станций выбросы ВЭС, СЭС и ТЭС (природный газ) становятся сопоставимыми.
Основную долю в углеродный след ВИЭ-генерации (ВЭС и СЭС) вносят стадии производства основных конструкций (18% для ВЭС и 14% для СЭС), конструкций для ремонта станций на протяжении всего жизненного цикла (80% для ВЭС и 57% для СЭС) и производство систем хранения электроэнергии (2% для ВЭС, 29% для СЭС). Такая большая доля стадии производства ремонтных конструкций объясняется довольно высоким коэффициентом замены основных конструкций ВИЭ-генерации – 21% (у ПГУ он в 7 раз ниже).
Если говорить о материалах конструкций, то для ВЭС основной «вклад» в углеродный след вносят бетон и сталь (60 и 30%, соответственно), а для СЭС – это, в основном, кремний (70%). Землеемкость оценивается по площади земель, занимаемых непосредственно объектами генерации (электростанциями) на стадии эксплуатации и прочими сооружениями на других стадиях жизненного цикла, предшествующих эксплуатации (рис. 5).

В части оценок по генерации на угле и гидроэнергетики применяются данные об использовании площади сельскохозяйственных и городских земель (land occupation) для производства электроэнергии с учетом различных технологий генерации в течение всего жизненного цикла.
Самую малую площадь занимают ТЭС на природном газе и ВЭС. Средние значения со значительным отрывом от лидеров и небольшими различиями между собой у АЭС, СЭС, ТЭС на нефтепродуктах и угле. Чуть выше землеемкость ТЭС на угле. ГЭС логично является самым землеемким объектом, значительно превышая оценки по всем другим видам ТЭР.
Показатель материалоемкости характеризует объемы использования стандартных материалов для сооружения типовых объектов генерации на протяжении всей стадий жизненного цикла – материальная база для изготовления конструкций и элементов электростанций и других сооружений на прочих стадиях жизненного цикла. Например, к типовым материалам для производства СЭС относятся: сталь, бетон, лаки, цветные металлы, кремний, алюминий, свинец, серная кислота редкие металлы (индий и теллур). Оценки материалоемкости выполнены на основе исследования Программы ООН по окружающей среде (UNEP) (рис. 6).

Самая малая материалоемкость по совокупности у ТЭС – на природном газе. Далее сопоставимые уровни демонстрируются ТЭС на нефтепродуктах и АЭС. Средний уровень материалоемкости наблюдается у ГЭС и ТЭС на угле и ВЭС. На третьем месте с наибольшей материалоемкостью находятся АЭС и со значительным, почти двукратным отрывом от нее – СЭС. СЭС является самым материалоемким объектом.Материалоемкость солнечной генерации (равно как и ресурсоемкость) за полные жизненные производства электроэнергии является максимальной среди всех остальных источников энергии.
Таким образом, совокупность исходных показателей, из которых затем рассчитывается индекс, состоит из 15 удельных или относительных показателей. Значение показателей оценивается для каждого из семи анализируемых видов ТЭР (уголь, нефть (нефтепродукты), природный газ, атомная и гидроэнергия, энергия ветра и солнца) по данным, доступным в открытых источниках (рис. 7).

Группировку индивидуальных показателей в три блока, а затем и в интегральный индекс, осуществляется путем взвешивания нормированных значений показателей. Формула расчета значений Индекса степени соответствия источников энергии целям устойчивого развития ООН:
Где: I – совокупный индекс соответствия каждого вида ТЭР целям устойчивого развития в мире (стране), %. Чем больше значение I, тем больше соответствие ЦУР. mk – условный вес данного показателя, определяемый пропорционально числу показателей в каждом из трех блоков, %. Вес блоков учитывается в равных долях (1/3). xk – значение показателя в абсолютных единицах. хнл – наилучшее значение показателя в абсолютных единицах (для всех показателей, кроме КИУМ, это наименьшее значение, минимум).хнх – наихудшее значение показателя в абсолютных единицах (для всех показателей, кроме КИУМ, это наименьшее значение, минимум). pk – нормированное значение показателя xk, %. Вычисляется как отношение разности фактического и наилучшего значения (хнл) к разности наилучшего (хнл) и наихудшего значения (хнх), умноженное на 100%.
В соответствии с методикой расчета индекса, его значения находятся в прямой зависимости от эффективности использования ТЭР для достижения ЦУР ООН: чем больше его значение, тем больше соответствие ЦУР и тем больше эффективность использования вида ТЭР. Результаты расчета Индекса степени соответствия ТЭР ЦУР ООН представлены на рис. 8.

Столь высокое соответствие природного газа как источника энергии целям устойчивого развития обусловлено большим количеством наилучших значений ключевых показателей типовых электростанций по данным за 2023 г., а именно: площадь занимаемых земель в м2 /МВт·ч (газ – 0,72, ВЭС – 1,73, СЭС – 10,22), материалоемкость за весь жизненный цикл в г/МВт·ч (газ – 59, ВЭС – 274, СЭС – 466), удельный расход условного топлива в г у. т. /кВт·ч (газ – 138, ВЭС – 475, СЭС – 382). Природный газ имеет низкую себестоимость производства электроэнергии, большую безопасность производства, низкое удельное использование минеральных веществ (особенно редкоземельных), низкий углеродный след, уступая лишь АЭС и ГЭС в кг СО2‑экв./кВт·ч (газ – 1,37, ВЭС – 1,72, СЭС – 1,76), а также высокий коэффициент использования установленной мощности в % (газ – 52, ВЭС – 35, СЭС – 22).
В ходе исследования был разработан подход к страновой дифференциации Индекса степени соответствия ТЭР ЦУР ООН. Эта методика позволяет дать интегральную оценку соответствия ЦУР ООН в разрезе страны, учитывая топливный энергобаланс. Для этого виды ТЭР взвешиваются по их доле в объеме генерации электроэнергии по каждой стране. С учетом отсутствия в энергобалансах некоторых стран данных о генерации электроэнергии из СПГ, а также большой волатильности доли СПГ в поставках газа в последние годы, расчет индекса проводился на основе усредненных данных по газу. Для демонстрации влияния показателей СПГ в качестве примера для ЕС (укрупненно) рассчитаны значения индекса для 2020 и 2022 гг. (рис. 9). Доля СПГ за это время в ЕС выросла, а доля трубопроводного газа снизилась, что привело к снижению значения интегрального индекса по Европе.
Апробация методических подходов по оценке эффективности использования различных видов ТЭР в контексте достижения целей устойчивого развития ООН была выполнена на основе данных и показателей макроэкономической статистики.

В Российской Федерации к преобладающей в структуре газовой генерации (около половины энергобаланса) добавляются также гидро- и атомная энергетика, что определяет высокий уровень индекса (рис. 10).

Например, генерация Катара и ОАЭ практически моноструктурна. Катар на 98% привержен природному газу, у ОАЭ к 80% газа добавляется также атом и СЭС (из значимых объемов генерации) (рис. 11).

Германия, хотя и много вкладывает в альтернативную энергетику, масштаб генерации на основе традиционных горючих ТЭР (в особенности угля) остается значительным, что влияет на значения индекса (рис. 12).

У США, как и у Южной Кореи, в генерации выделяются три основных вида ТЭР – газ, уголь и атом. Перевес газа и атома выражается и в более высоком значении индекса. Канада обладает малонаселенными территориями с большим количеством гидроресурсов. Преобладающее значение в ее топливно-­энергетическом балансе имеет гидроэнергетика c низким значением базового индекса (рис. 13).

У Аргентины, напротив, в структуре генерации преобладает газ (50%). И хотя доли гидроэнергетики (20%) и угольной генерации (10%) велики, это не мешает получить высокие значения индекса (рис. 14).

У Мексики, как и у Аргентины, преимущество у газа (почти 60%). Остальные виды ТЭР представлены достаточно равномерно. Доля горючих видов ТЭР низка. За счет всего этого значение индекса у Мексики высоко (рис. 14).
В результате проведенного исследования разработаны методические подходы по оценке эффективности использования различных видов ТЭР в контексте достижения целей устойчивого развития и, на основе проведенной оценки, сформирована классификация источников энергии в части их соответствия перечню целей устойчивого развития.
Для построения классификации показатели, приведенные в таблице 2, были пересчитаны в условные единицы. Так были получены значения соответствия ЦУР для вышеуказанных ключевых показателей от 0 до 100%. Далее, каждому показателю были поставлены в соответствие те цели устойчивого развития, на достижение которых он влияет (таблица 3).

Для построения классификации видов ТЭР по соответствию целям устойчивого развития рассмотренные виды ТЭР были ранжированы, так что ранг 1 означает максимальное среди видов ТЭР соответствие данной ЦУР, а ранг 8 – минимальное соответствие. Результат ранжирования приведен на рис. 15.

Таким образом, проведенная комплексная оценка использования различных источников энергии в контексте достижения целей устойчивого развития показала, что природный газ является наиболее эффективным для следующих ЦУР:
повсеместная ликвидация нищеты во всех ее формах (1 – номер ЦУР),
ликвидация голода, обеспечение продовольственной безопасности и улучшение питания, содействие устойчивому развитию сельского хозяйства (2),
обеспечение доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии для всех (7),
содействие неуклонному, всеохватному и устойчивому экономическому росту, полной и производительной занятости и достойной работе для всех (8),
обеспечение рациональных моделей потребления и производства (12),
защита, восстановление экосистем суши и содействие их рациональному использованию, рациональное управление лесами, борьба с опустыниванием, прекращение и обращение вспять процесса деградации земель и прекращение процесса утраты биологического разнообразия (15).
Также природный газ в качестве источника энергии оказывает существенное влияние на достижение таких ЦУР, как:
обеспечение наличия и рациональное использование водных ресурсов и санитарии для всех (6),
создание стойкой инфраструктуры, содействие всеохватной и устойчивой индустриализации и инновациям (9),
обеспечение открытости, безопасности, жизнестойкости и устойчивости городов и населенных пунктов (11),
сохранение и рациональное использование океанов, морей и морских ресурсов в интересах устойчивого развития (14) (см. рис. 15).
Учитывая результаты интегральной оценки для каждого ТЭР, можно сделать вывод, что природный газ является наиболее эффективным источником энергии в контексте достижения целей устойчивого развития с учетом экономических, экологических и социальных факторов. Увеличение доли природного газа в страновых энергобалансах посредством увеличения газовой энергогенерации и перевода других источников тепло-, электрогенерации на природный газ способствует повышению Индекса степени соответствия ТЭР ЦУР ООН данных стран, что позволит данным странам привносить больший вклад в достижение национальных целей в области устойчивого развития и обеспечить энергетическое благополучие.
Разработанные методические подходы, результаты сравнительной оценки эффективности производства и использования различных видов ТЭР в контексте достижения целей устойчивого развития прошли верификацию в Российском энергетическом агентстве Минэнерго России. Результаты исследования коррелируются с публикацией «Справедливый энергетический переход стран БРИКС», подготовленной по итогам председательства России в БРИКС в 2024 г. на базе Платформы энергетических исследований.

Сообщение Индекс энергетического благополучия как интегральный показатель соответствия ТЭК целям устойчивого развития появились сначала на Энергетическая политика.

Владимир МИХАЙЛОВ
Генеральный директор, д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Михаил ВЕРТКИН
Главный конструктор проекта,
к. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Юрий СУХОРУКОВ
Заместитель генерального директора,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Леонид ХОМЕНОК
Заведующий отделом,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Дмитрий СОБОЛЕВ
Заведующий лабораторий,
ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Введение

Распределенная генерация является одним из ключевых трендов современной мировой энергетики, особенно в странах ЕС. Доля энергии, вырабатываемая на объектах распределенной энергетики, постоянно растет. В основном это происходит за счет применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ), к числу которых относится и биомасса.
Актуальность развития данного направления в России, как и распределенной генерации в целом, трудно переоценить. Во-первых, протяженность территорий и связанные с этим огромные потери энергии в ЛЭП. Приближенные генерации к потребителям снизят перетоки энергии большой мощности на большие расстояния и снизят потери.
Во-вторых, невысокий по сравнению со странами ЕС и США средний КПД крупных российских ТЗС (около 36% до 2022 г.), в связи с отсутствием отечественных энергетических ГТУ большой мощности, в то время как генерация электроэнергии вблизи потребителей позволит вырабатывать ее на внешнем тепловом потреблении, что существенно снизит удельные расходы топлива.
В-третьих – и это главное, возможность комбинированной генерации тепла и электроэнергии на местном топливе, вырабатываемом из возобновляемой биомассы в виде отходов предприятий лесо- и агропромышленных комплексов (ЛПК и АПК). В этом случае могут быть реализованы замкнутые (безотходные) технологии. В частности, зола, образующаяся при сжигании различных древесных пород, а также рисовая шелуха, кожура семян подсолнечников и других отходов растениеводства – являются комплексным удобрением, содержащим необходимые растениям элементы питания в легкодоступной для растений форме [2], а охлажденные дымовые газы могут использоваться для периодической продувки теплиц с целью подкормки растений углекислым газом, что позволяет значительно повысить урожайность тепличных культур [3, 4 и др.], не говоря уже о снижении расхода топлива на отопление теплиц в холодный период.
В настоящей статье рассматриваются котлотурбинные когенерационные энергоустановки, предназначенные для использования на российских предприятиях ЛПК и АПК, которые могут работать на биотопливе, вырабатываемом из отходов этих предприятий.

Проблемы эффективности и надежности когенерационных установок

В странах ЕС сегодня чаще всего используют установки мощностью 2–8 МВт, реализующие органический цикл Ренкина (ОЦР). В действующих установках ОЦР в качестве органического рабочего тела (ОРТ) используют силоксаны: гексаметилдисилоксан, октаметилтрисилоксан или их смеси. В когенерационных установках используют октаметилтрисилоксан (MDM), позволяющий в силу своей высокой критической температуры 564,09 К (290,94 °C) работать на отопительном давлении в конденсаторе [1]. Достоинство MDM-установок – компактность оборудования, простота и вариативность компоновки. Но есть и недостатки:
низкий электрический КПД цикла нетто (17,4% при температуре охлаждаемой воды на входе/выходе конденсатора по воде 61/88 °C);
большие эксплуатационные затраты, связанные с приобретением и хранением дорогостоящих расходных материалов – рабочего тела (MDM) и диатермического масла;
центральная проблема – утечки MDM и их предотвращение при помощи уплотнительной смазки, подаваемой в торцевые уплотнения после охлаждения в промывочном баке циркуляционного насоса. Таким образом, помимо остатков воздуха и воды, содержащихся в контуре и конденсаторе во время первичного запуска, в контур постоянно поступает влажная уплотнительная смазка, которая, по-видимому, под воздействием горячего MDM может образовывать реакционно-­способные по отношению к материалу проточной части турбины частицы, покрывающие ее поверхности толстым слоем отложений и ржавчины.
Так, по опыту использования MDM-установок на одном из российских предприятий ЛПК, из двух введенных в эксплуатацию в 2015 г. установок к августу 2024 г. в работе оставалась только одна, а другая вместо проектной электрической мощности 2914 кВт выдавала не более 2000 кВт. Поверхности проточной части вышедшей из строя турбины приведены на рис. 1.

Разумеется, приведенный пример – это частный случай, который не опровергает возможность обеспечения заявленных (гарантийных) показателей MDM-установки на проектном уровне путем отладки систем, отвечающих за чистоту рабочего тела (блока управления смазкой, системы удаления влаги и неконденсирующихся газов) и при строгом соблюдении требований по чистоте используемых расходных материалов, а также регламента работ по техобслуживанию. Но наличие подобных случаев – это повод для поиска более надежных решений по предотвращению утечек ОРТ.
Другим недостатком является токсичность MDM, считавшегося ранее безвредным. По последним данным, MDM имеет потенциал токсического эффекта в профессиональных условиях, исходя из известных случаев отравления при приеме внутрь человеком или экспериментах на животных, его попадание в водостоки может вызывать долгосрочные вредные последствия для водной флоры и фауны [5]. А совсем недавно, 25.01.2025 г. Европейское агентство по химикатам (ECHA) внесло MDM в кандидатский список веществ, вызывающих серьезную озабоченность (SVHC) как очень стойкое и очень биоаккумулирующее органическое соединение [6].
Кроме того, MDM горюч. Его пар образует взрывоопасные смеси с воздухом [5, 7], в связи с чем нагрев MDM производят не непосредственно в котле, а через жидкий промежуточный теплоноситель – диатермическое масло, которое нагревают до умеренной температуры. Это является причиной низкого КПД. На рис. 2 приведена типовая схема MDM-установок.
Следует отметить, что наличие водяного контура для предварительного подогрева MDM (Economizer-­Preheater) не сказывается на величине КПД цикла, но позволяет увеличить выработку электроэнергии, КПД котла и всей установки в целом за счет снижения температуры уходящих дымовых газов. Это применимо для MDM-установок, предназначенных только для выработки электроэнергии. В когенерационных MDM-установках, применяемых на российских предприятиях АПК и ЛПК, подогрев MDM осуществляют только в контуре высокотемпературного теплоносителя (диатермического масла). В водяной контур используют для отпуска тепла на отопление или технологические нужды путем дополнительного нагрева водой из экономайзера внешнего теплоносителя после его предварительного подогрева охлаждающей водой за конденсатором.
Из-за невысокой начальной температуры MDM при работе с большими отопительными давлениями в конденсаторе КПД MDM-цикла оказывается невысоким даже при относительно низких температурах охлаждающей воды перед и за конденсатором.

Фторуглеродные когенерационные ОЦР-установки

Отмеченные недостатки MDM-установки, предположительно, могут быть устранены с применением в качестве ОРТ фтор­углеродов или гидрофторуглеродов. Сегодня в числе экологически, пожаро- и взрывобезопасных ОРТ они считаются наиболее термодинамически эффективными. Исследуемые фторуглероды многочисленны и рассматриваются для применения при разных температурах и в разных условиях.
При начальных температурах ниже 300 °C наибольший КПД цикла получен с использованием в качестве ОРТ пента­фторбутана (R365mfc). Однако вопрос о пределах его термической стабильности остается открытым. В технической документации NIST REFPROP и CoolProp 6.8.0 верхняя граница температурного диапазона аппроксимации всех термодинамических параметров указана равной 500 К (226.85 °C). Кроме того, граница взрывоопасности R365mfc в воздухе при 25 °C и атмосферном давлении (101кПа) составляет 3.6–13.3 об.% [8]. В случае возникновения течи в котле возможно возгорание в остаточном кислороде дымовых газов и разложение R365mfc с образованием высокотоксичных продуктов. Это ставит под сомнение возможность подогрева пентафторбутана непосредственно дымовыми газами в котле, без применения промежуточного теплоносителя.
Вместе с тем, в работе [9] были отмечены перспективы и преимущества внедрения в качестве ОРТ октафторпропана C3F8 (R218), октафторциклобутана ц-­C4F8 (RC318) и декафторбутана (перфторбутана) C4F10, имеющих, как указано в [9], подтвержденную экспериментально достаточную термическую (термоциклическую) стойкость для работы при температуре до 550–600 °C. Их характеристики приведены в таблице 1.

Из приведенных в таблице 1 данных следует, что наиболее перспективным ОРТ, допускающим нагрев непосредственно в котле до высокой температуры, является октафторциклобутан ц-­С4F8 (RC318). Аргументы следующие:
Возможность подогрева ц-­С4F8 до указанной температуры 460 °C косвенно подтверждена паспортом безопасности [10], согласно которому температура разложения ц-­C4F8 превышает 550 °C.
Достаточно высокая критическая температура 115,22 °C октафторциклобутана позволяет работать на достаточно высоком давлении в конденсаторе или в промежуточном отборе RC318 из турбины (при использовании двухступенчатой системы нагрева воды отработанным RC318) с нагревом воды до 100 °C, что позволит снизить или свести к нулю расход тепла на догрев воды в дополнительном котельном экономайзере (рис. 2) и благодаря этому увеличить выработку электроэнергии на заданном внешнем тепловом потреблении.

Параметры теплоносителей в конденсаторе при температурах на входе/выходе конденсатора по воде 61/88 °C приведены в таблице 2.

Исходные данные и результаты расчета параметров цикла приведены в таблице 3. Поскольку рассчитывались только параметры и показатели (КПД) цикла, то расчет параметров рекуператора проведен в варианте без применения байпасного подогревателя RC318 Preheater (рис. 2), присутствие которого обеспечивает повышение КПД котла, но не влияет на величину КПД цикла.
По результатам расчетов получено, что при одинаковых температурах охлаждающей воды до и за конденсатором 61/88 °C электрический КПД нетто RC318‑цикла составил 24,99% – значительно выше, чем его проектное значение – 17,4% в MDM-установке.
Следует отметить, что каких‑либо референтных данных (т. е. подтвержденных данными коммерческой эксплуатации) по высокотемпературным установкам ОЦР (кроме ссылки на проведенные в НИУ «МЭИ» эксперименты [9]) на момент написания данной статьи обнаружить не удалось. В документации по программному комплексу NIST RefProp и CoolProp 6.8.1 верхняя граница температурного диапазона аппроксимации всех термодинамических параметров RC318 указана равной 623 К (349.85 °C) [11]. Кроме того, октафторциклобутан – это весьма недешевый расходный материал. Как и любое ОРТ, он не является идеально экологически чистым и безопасным. Согласно измененной в 2017 г. редакции паспорта безопасности [10], при достаточной высокой концентрации паров вызывает удушение, а при температуре 550 °C разлагается, при нагреве под давлением или при воздействии огнем может произойти взрыв.
Проблема утечек ОРТ, снижение межремонтного периода и дополнительное увеличение эксплуатационных затрат, а также загрязнение водостоков не только ОРТ, но и смазочными материалами, включая уплотнительную смазку, является главным недостатком ОЦР-установок.

Воздушный цикл Брайтона для когенерационных котлотурбинных установок на биотопливе

В ОАО «НПО ЦКТИ» в течение ряда лет проводились исследования когенерационных установок, предназначенных для применения на предприятиях АПК и ЛПК и использующих неорганические рабочие тела, в частности, атмосферный воздух. За основу были приняты разработки швейцарской компании Echer-­Wiss, которая еще в 1939 г. построила на заводе в Цюрихе и запустила в работу экспериментальную воздушную котлотурбинную установку (ВКТУ) мощностью 2 МВт, реализующую рекуперативный замкнутый цикл Брайтона с температурой воздуха перед турбиной 670 °C [12].
На основании изучения и совершенствования оборудования этой ВКТУ через 15 лет Echer-­Wiss построила машину принципиально новой конструкции, которая в дальнейшем стала типовой для целого ряда машин в диапазоне мощностей от 2 до 12,5 МВт. По лицензиям Echer-­Wiss в 1940–1960‑х гг. в Великобритании, США, ФРГ и Японии изготовлялось оборудование ВКТУ, реализующих закрытый регенеративный цикл Брайтона. В числе лицензиатов по состоянию на 1960 г. были такие известные компании, как British Electric, General Еlectric, Ford, Krupp, и другие [12]. В разных странах мира были построены десятки таких ВКТУ.
В частности, в СССР на Каширской ГРЭС в 1960 г. была построена ВКТУ мощностью 10 МВт, работающая на подмосковных углях. Заявленное значение ее КПД составляло 29%. Для этой ВКТУ компания Echer-­Wiss изготовила только турбокомпрессорную группу. Генератор и все электрическое оборудование были изготовлены компанией Brown Boveri. Воздушный котел, регенератор, охладители и все вспомогательное оборудование изготовлено на заводах ФРГ. Все оборудование установки было размещено в помещении площадью 43,8 на 24 м и высотой 21,5 м [13]. Копия принципиальной схемы этой ВКТУ приведена на рис. 3.

На базе этого аналога в ОАО «НПО ЦКТИ» была разработана принципиальная схема когенерационной ВКТУ, реализующей открытый регенеративный цикл Брайтона [13]. Ее принципиальная тепловая схема в простейшем варианте исполнения приведена на рис. 4.

Замкнутая и открытая схемы имеют свои преимущества и недостатки. Применение замкнутого цикла Брайтона обосновано тремя факторами:
Использование в качестве топлива преимущественно углей и эксплуатация ВКТУ в условиях высокой загрязненности атмосферного воздуха угольной пылью. Замкнутая схема позволяет использовать комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) только во время наддува (заполнения) контура рабочего тела атмосферным воздухом, что снижает габариты, стоимость КВОУ и эксплуатационные затраты на периодическую замену фильтров.
Замкнутый цикл позволяет повысить давление не только перед турбиной, но и перед компрессором, сохраняя степень сжатия компрессоров на оптимальном уровне, что обеспечивает компактность теплообменного оборудования по сравнению с открытым циклом.
Замкнутый цикл Брайтона позволяет поддерживать на переменных режимах начальную температуру и степень расширения циклового воздуха в турбине на приблизительно постоянном уровне за счет регулирования массы и соответственно массового расхода воздуха в контуре установки путем сброса или подачи воздуха в/из «дыхательной» (накопительной) емкости в замкнутый контур, что предотвращает резкое снижение КПД на частичных нагрузках и обеспечивает поддержание массового расхода циклового воздуха при изменении температуры воздуха перед КНД на требуемом уровне.
Тем не менее применительно к когенерационным ВКТУ малой мощности (2–6 МВт), работающим на биотопливе, вырабатываемом из отходов предприятий АПК и ЛПК, и предназначенным для работы на этих предприятиях, открытый регенеративный цикл Брайтона может оказаться более предпочтительным.
Приведенная на рис. 4 ВКТУ открытого цикла, уступая ВКТУ закрытого цикла той же мощности в компактности теплообменного оборудования, имеет следующие эксплуатационные преимущества:
проще и быстрее пуск, нет необходимости заполнения контура рабочим телом при пуске; проще останов и временный вывод из эксплуатации для проведения регламентных работ по техобслуживанию, периодической ревизии и планово-­предупредительному ремонту;
меньшее число единиц оборудования, чем в прототипе: нет системы наддува контура воздухом, нет необходимости восполнения утечек рабочего тела в контуре, периодически запуская эту систему в работу, нет дополнительных накопительных («дыхательных») емкостей;
в сравнении с гипотетической высокотемпературной октафторциклобутановой (RC318) установкой и тем более с действующими силоксановыми установками ВКТУ имеет значительно более высокий КПД;
нет затрат на приобретение и хранение дорогостоящих расходных материалов – органического рабочего тела и промежуточного теплоносителя (как правило, диатермического масла) конкретных зарубежных производителей, нет затрат на осуществление повышенных мер обеспечения взрыво- и пожаробезопасности; работы по техобслуживанию не требуют привлечения иностранных специалистов;
в качестве теплоносителя для отпуска тепла внешнему потребителю, помимо горячей воды, может использоваться отработанный горячий воздух, применяемый, в частности, в различных процессах сушки (например, осушения биомассы при производстве удобрений из сельскохозяйственных отходов, при производстве древесных плит, пеллет и других видов биотоплива); кроме того, потребителями горячего воздуха могут быть вентиляционные системы сооружений, размещенных в районах Заполярья и других районах с суровым холодным климатом. В отсутствие потребности в горячем воздухе на выходе регенератора по отработанному воздуху может быть установлен дополнительный воздушный подогреватель горячей воды.
Кроме того, ВКТУ, выполненная по схеме, приведенной на рис. 4, при одинаковой начальной температуре воздуха перед турбиной, одинаковых внутренних относительных (изотропных) КПД компрессоров и турбины, одинаковых относительных потерях давления в воздушном тракте (в. д., н. д.) и одинаковых температурных напорах в низконапорных точках будет иметь более высокий КПД, чем аналог закрытого цикла.

Технический результат, обеспечивающий повышение КПД ВКТУ, состоит в следующем:
Обеспечивается снижение отвода тепла из цикла с отработанным воздухом за регенератором 6 и уходящими из котла дымовыми газами за РПВ 4 вследствие того, что суммарный расход отработанного воздуха из регенератора и дымовых газов из РВП в предложенном устройстве ниже, чем в прототипе, на величину расхода котлового воздуха. Это связано с тем, что если в прототипе (рис. 3) котловой воздух, в котором сжигается топливо, не участвует в выработке мощности, то в предложенной ВКТУ в качестве котлового воздуха используется часть отработанного циклового воздуха, подаваемого из турбины 5 в топку 2 через трехходовую распределительную заслонку 14 с поддержанием коэффициента избытка воздуха в топке на требуемом уровне, при этом КПД цикла, реализуемого котловой частью воздуха, не ниже (равна) КПД цикла, реализуемого частью воздуха, поступающего в регенератор.

Температура среды сжигания топлива, равная температуре воздуха за турбиной 5, выше, чем температура котлового воздуха в прототипе, что позволяет повысить температуру дымовых газов в топке и благодаря этому повысить полноту сжигания топлива, а также применить промежуточный подогрев воздуха в котле с соответствующим повышением КПД даже при использовании низкокалорийных видов топлива.
Более низкая температура воздуха перед КНД 7 в сравнении с той, которая может быть обеспечена в охладителе воздуха перед компрессором прототипа, позволяет снизить мощность компрессора и повысить мощность установки без повышения расхода топлива.
Далее приведен расчет параметров и показателей ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ», приведенный на рис. 4. В качестве топлива предполагалось использование древесных пеллет класса А (с низшей теплотворной способностью выше 18.5 МДж/кг [14]), массово изготавливаемых сегодня как на зарубежных, так и на отечественных деревообрабатывающих предприятиях. Их компонентный состав и низшая удельная теплотворность приведены в таблице 4, составленной по данным [14].
В расчетах использовался компонентный состав древесных пеллет, полученный после исключения из рассмотрения пренебрежимо малых массовых долей S и Cl и нормирования состава топлива по сумме массовых долей, равной 1. Компонентный состав древесных пеллет без золы, использовавшийся в расчетах, приведен в таблице 5.

Расчеты параметров ВКТУ при начальной температуре древесных пеллет 20 °C. Исходные данные и допущения для проведения расчетов параметров и показателей ВКТУ, предложенных ОАО «НПО ЦКТИ», определенные на основе анализа данных прототипа, приведенного на рис. 3, и внесения некоторых необходимых корректировок, приведены в таблице 6. Результаты расчетов представлены в таблице 7.

В результате расчетов получено, что при использовании промохладителя 9 с охлаждением воздуха перед КВД 8 до 30 °C электрический КПД ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» в простейшем варианте исполнения (без промперегрева) в нормальных условиях составляет 30%, электрический КПД цикла – 33,3%.
Отпуск тепла зависит от ряда факторов, в том числе от обратной температуры циркуляционной воды и температуры наружного воздуха, и достигает максимума при полностью открытом ВНА и отключенном промежуточном охладителе 9. В этом случае температура воздуха за регенератором 6, воздуха и дымовых газов перед теплофикационными подогревателями циркуляционной воды 10 и 11 оказываются максимальными, электрическая мощность при этом снижается.
Расход воздуха при неизменной температуре наружного воздуха на переменных режимах может меняться в ограниченных пределах при помощи ВНА КНД 8 для поддержания температуры перед турбиной на максимально допустимом уровне с целью повышения КПД при текущем расходе топлива.
Следует отметить, что приведенная на рис. 4 схема ВКТУ – упрощенная. Реальная принципиальная тепловая схема и соответственно состав оборудования и показатели будут зависеть от конкретных условий эксплуатации. ВКТУ может быть выполнена по схеме с промперегревом воздуха за ТВД. В этом случае степени сжатия в КНД и КВД могут быть увеличены с соответствующим повышением температуры воздуха за КВД и КНД. Сам котел может быть выполнен с «пиролизным» реактором либо котельная установка может содержать батарею газификаторов биотоплива и один котел, работающий на синтез-газе. Если отпуск тепла невелик или неактуален, то ВКТУ может быть снабжена скруббером-­охладителем уходящих из котла газов с сепаратором конденсата пирогенического пара и устройством впрыска полученного конденсата в сжатый воздух за КВД перед регенератором и РВП [15], при этом появится дополнительное рабочее тело в виде пара, сгенерированного за счет снижения температуры отработанного воздуха за регенератором и уходящих газов за РВП. Это позволит дополнительно повысить КПД ВКТУ.
В ВКТУ отсутствует проблема утечки рабочего тела, характерная для установок ОЦР. Турбокомпрессорный блок может быть установлен на магнитных подвесах, а вместо редуктора может быть применен понижающий преобразователь частоты, что позволит полностью отказаться от использования смазочных материалов и исключить загрязненные водостоки. Это позволяет размещать теплицы в непосредственной близости от ВКТУ, охлажденные дымовые газы (при работе на топливе с нулевым или малым содержанием серы), использовать для периодической продувки теплиц с целью их обогрева и подкормки тепличных растений углекислым газом, а шлакозольный остаток использовать как удобрение.
Таким образом, ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» полностью соответствует требованиям международной системы сертификации по устойчивому производству, переработке и утилизации возобновляемой биомассы ISCC PLUS, федерального проекта «Чистая энергетика» и концепции интеграции тепловой энергетики в безотходные технологические процессы предприятий АПК и ЛПК на основе утилизации возобновляемой биомассы.
Как было отмечено выше, ВКТУ открытого цикла, возможно, несколько уступает ОЦР-установкам в компактности оборудования в целом. Проходные сечения и размеры котельного подогревателя воздуха и воздушного регенератора ВКТУ (рис. 4) выше, чем размеры подогревателя диатермического масла и MDM-рекуператора (рис. 1). Не исключено, что величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности малой ВКТУ окажется выше предельных значений, установленных Распоряжением Правительства РФ № 594‑р от 24 марта 2022 г. [16] с изменениями от 21 сентября 2023 г. [17]. Так, для генерирующих объектов, функционирующих на основе использования биомассы, данный индикатор определен на уровне 95655 и 93519 руб./кВт при вводе в эксплуатацию, соответственно, в 2025 и 2028 г. Даже если учесть, что помимо, например, 2 МВт электрической мощности ВКТУ вырабатывает порядка 3 МВт тепла, получается, что цена ВКТУ должна быть ниже 500 тыс. руб. (в ценах 2021 г).
Конечно, более-­менее достоверные приблизительные оценки временных и материальных затрат на реализацию проекта опытно-­демонстрационной ВКТУ можно получить только с привлечением индустриальных партнеров (поставщиков турбокомпрессорного, теплообменного, котельного и электрического оборудования) и только после завершения разработки конструкторской документации на уровне не ниже технического проекта, когда предварительно будут определены массогабаритные характеристики оборудования и конструкционные материалы. И все же приведенные индикаторные оценки предельной стоимости ВКТУ представляются заниженными. Особенно если учесть, что предельные значения показателя эффективности в руб./МВт·ч для установок, работающих на биомассе, в [16] не определены. Это формально отдает преимущество ОЦР-установкам, хотя эксплуатационная эффективность и экологическая чистота должны были бы быть учтены в цене за 1 кВт установленной мощности.
Эксплуатационная эффективность и экологическая чистота – это не только доход, но и здоровье и качество жизни, это расширение курортных зон с очевидными положительными косвенными экономическими эффектами в развитии экономики в этих районах. И это, безусловно, должно иметь высокую цену.

Выводы

ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ», уступая установкам ОЦР в компактности и металлоемкости котельного и теплообменного оборудования, обладает значительно более высоким КПД и КИТТ в сравнении с силоксановыми установками и более высоким КПД, чем фторуглеродные установки.
ВКТУ значительно уменьшает эксплуатационные затраты, так как нет таких дорогостоящих расходных материалов, как органическое рабочее тело и жидкий промежуточный теплоноситель, нет затрат на их хранение и на осуществление дополнительных природоохранных мероприятий и повышенных мер обеспечения взрыво- и пожаробезопасности.
В качестве теплоносителя для отпуска тепла внешнему потребителю в данной ВКТУ, помимо горячей воды, может использоваться отработанный горячий воздух, что также может оказаться преимуществом ВКТУ при использовании отпускаемого тепла в характерных для предприятий АПК и ЛПК технологических процессах, связанных с осушением и нагревом биомассы при производстве биотоплива и удобрений из отходов этих предприятий.
ВКТУ более надежна, имеет более высокий ресурс, поскольку проще структурно и в управлении, в ней нет систем удаления неконденсируемых газов и промывки уплотнительной смазки. Нет проблемы торцевого уплотнения.
ВКТУ более экологична, поскольку не использует опасных и биоаккумулирующих веществ, допускает применение в качестве подшипников магнитных подвесов, позволяющих полностью отказаться от горюче-­смазочных материалов и практически исключить наличие загрязненных водостоков.
Изготовление всего оборудования ВКТУ и все сервисное обслуживание может быть обеспечено российскими предприятиями.
ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» [13] полностью соответствует требованиям федерального проекта «Чистая энергетика» и международной системы сертификации ISCC PLUS (по устойчивому производству, переработке и утилизации возобновляемой биомассы) и является конкурентной альтернативой ОЦР-установкам, предназначенным для работы на предприятиях АПК и ЛПК.

Сообщение Когенерационныеустановки для агро- и лесопромышленных предприятий: органические рабочие тела или воздух? появились сначала на Энергетическая политика.

Юрий ПЛАКИТКИН
Руководитель Центра анализа
и инноваций в энергетике ИНЭИ РАН,
профессор, д. э. н., академик РАЕН
Е-mail: uplak@mail.ru

Людмила ПЛАКИТКИНА
Руководитель Центра исследования угольной промышленности мира и России ИНЭИ РАН,
к. т. н., член-корр. РАЕН
Е-mail: uplak@mail.ru

Константин ДЬЯЧЕНКО
Старший научный сотрудник Центра
исследования угольной промышленности
мира и России ИНЭИ РАН, к. т. н.
Е-mail: uplak@mail.ru

Мировой инновационно-технологический процесс сильно влияет на развитие отраслей энергетики [1]. Для анализа этого процесса в проведенном исследовании использовалась годовая динамика мировых патентных заявок, взятая за последние 140 лет (1883–2023 гг.) [2]. При этом мировое инновационно-технологическое развитие оценивалось по трем показателям:
– уровень инновационно-технологического развития, определяемый накопленным количеством годовых патентных заявок;
– скорость мирового инновационно-технологического развития, характеризуемая годовым объемом патентных заявок;
– ускорение мирового инновационно-технологического развития, определяемое годовым приростом объема патентных заявок.
На рис. 1 представлена динамика уровней мирового инновационно-технологического развития за предыдущие 140 лет.
Отметим, что за последние 20 лет (2003–2023 гг.) уровень мирового инновационно-технологического развития удвоился. Следует отметить, что предыдущее его удвоение происходило за более длительный период – 30 лет (1973–2003 гг.). Это свидетельствует о достаточно высокой скорости роста уровня инновационно-технологического развития. Если продолжить его долговременную тенденцию, то можно констатировать, что примерно в 2035–2045 гг. рассматриваемый показатель, вероятно, вой­дет в зону сингулярности, т. е. эскалационного повышения. Наличие такой зоны свидетельствует о сломе действующей модели мирового инновационно-технологического развития и мощных трансформаций, приводящих к смене парадигмы этого развития [3]. При этом новая парадигма развития будет обладать совершенно иным качеством, ранее еще нереализованным в мировой экономике.
Конечно же, это сильно повлияет на научно-­технологическое развитие всех отраслей мировой экономики, включая энергетику. В ней также должна измениться парадигма научно-­технологического развития. В частности, показательно, что в одной из самых трудоемких отраслей энергетики – угольной промышленности – еще в период 2005–2020 гг. остановился рост «кривых» развития. Вышли «на полку» уровень механизации, металлоемкость продукции, потребление угля, средняя мощность производственных единиц и др. Прекращение роста «кривых» развития является главным признаком того, что угольная промышленность гораздо быстрее других отраслей подошла к востребованности применения новых технологий, в т. ч. роботизации добычи и переработки угля, кратно повышающих производительность труда на предприятиях [4, 5].

Весьма показательна динамика скорости мирового инновационно-технологического развития (рис. 2). В ней можно выделить чередующиеся зоны интенсивного и экстенсивного инновационно-технологического развития. В зонах интенсивного развития происходит генерирование новых технологий, а в зонах экстенсивного развития – их внедрение в мировую хозяйственную практику.

Если в период 1945–1970 гг. характерно было проведение генерирования новых технологий, то в период 1970–1995 гг. происходило активное внедрение созданных технологий в хозяйственный оборот мировой экономики. Следует отметить уникальность периода 1995–2023 гг. В этом периоде самая большая интенсивность разработки новых технологий. Скорость инновационно-технологического развития в этом периоде имеет самый высокий прирост – примерно 2500 ед. На этапе предыдущего роста он составлял всего 580 ед., т. е. более чем в 4 раза меньше [6].
Именно этап самой высокой скорости инновационно-технологического развития предопределил вхождение его в зону сингулярности и кардинального изменения технологического развития мировой экономики. Вероятнее всего, достигнутая скорость мирового инновационно-технологического развития является предельной. После прохождения «пика» возможно ее снижение. Это будет свидетельствовать о завершении большого этапа инновационно-технологического развития, связанного с разработкой технических инноваций. Логика дальнейшего развития показывает, что после завершения этого этапа должен наступить этап развития, обусловленный созданием и дальнейшим внедрением в хозяйственную практику нетехнических инноваций.
Для подтверждения вышеуказанной прогнозной динамики скорости мирового инновационно-технологического развития в процессе исследования проведена оценка достигнутых значений его ускорения на анализируемом периоде времени (рис. 3).
Расчеты показывают, что ускорение инновационно-технологического развития примерно в 2016–2017 гг. достигло максимальных оценок. Рост ускорения, начиная с 1985–1990 гг., был значительным, и по масштабам единственным за весь ретроспективный период времени. За период 1985–2017 гг. он составит более 6‑ти кратную величину. Можно считать, что этот период является периодом финального роста ускорения, завершающего действующую парадигму мирового инновационно-технологического развития.

После 2017 г. это развитие перешло в стадию замедления и, как показывают оценки ближайшего пятилетнего периода, в 2024–2026 гг. действующая модель инновационно-технологического развития переходит в зону его «торможения».
В этой связи можно констатировать, что начиная с современного периода времени, мировой инновационно-технологический процесс входит в иную стадию развития, сильно отличающуюся от той, в которой ранее находилась мировая экономика. Возможно, даже это вхождение в зону отрицательных значений ускорения можно трактовать как «переполюсовка» мирового инновационно-технологического развития.
Зарождение новых технологий происходит, как правило, на финальном периоде определенного этапа развития. Учитывая финальный характер этапа мирового инновационно-технологического развития, в период 1985–2022 гг. в процессе исследования проведен анализ мировых патентных заявок за 1880–2022 гг. по 35 областям технологий.
В результате этого анализа выявлены «самые быстрорастущие» и «умеренно растущие» области (по среднегодовым темпам прироста патентных заявок за 1985–2022 гг. (рис. 4).

Эти области технологий, особенно «самые быстрорастущие», будут составлять базу будущего мирового научно-­технологического развития. Среди «самых быстрорастущих» областей технологий следует выделить:
– цифровые средства связи;
– компьютерную технику;
– ИТ-методы организации и управления;
– микроструктурные технологии.
Отметим, что вышеприведенные области могут стать основой для внедрения в хозяйственную практику нетехнических инноваций: организационных, управленческих, социальных, экологических, культурных, информационных и др. [7].
«Умеренно растущие» области технологий, вероятнее всего, особенно на первых этапах нового технологического развития, также будут играть существенную роль в переформатизации технологического облика мировой экономики [8, 9]. Среди этих областей следует выделить:
– полупроводники;
– анализ биологических материалов;
– медицинскую технику;
– химию пищевых продуктов;
– биологию;
– фармацевтическую продукцию;
– природоохранные технологии.
Отметим, что большинство из вышеназванных областей технологий направлено на развитие человека. Выявленный пул «самых быстрорастущих» областей технологий в совокупности с «умеренно растущими» областями технологий следует учитывать при прогнозировании научно-­технологического развития отраслей энергетики [10].
В этой связи весьма показательны зависимости между уровнем мирового инновационно-технологического развития и накопленными за 1990–2022 гг. объемами мировой добычи угля, нефти и газа (рис. 5) [11, 12].

Дифференцирование полученных зависимостей позволяет установить следующие соотношения между угле-, нефте- и газоемкостью и мировым уровнем инновационно-технологического развития:
1) по углю, в т. ч.:

2) по нефти:

3) по газу:

где: – мировая годовая добыча, соответственно, угля, нефти и газа, млн т;
П – количество годовых мировых патентных заявок, тыс. шт.; – уровень мирового инновационно-технологического развития, измеренный по накопленному объему мировых патентных заявок за 1883–2022 гг.
Учитывая, что мировые патентные заявки через период времени «трансформируются» в реальные инновации, отношения,, могут быть приняты как показатели оценки углеемкости, нефтеемкости и газоемкости инноваций.
Представленные выражения свидетельствуют о снижении объемов добычи угля, нефти и газа, приходящихся на единицу годовых заявок на патенты при росте уровня мирового инновационно-технологического развития. Причем снижение объемов вышеприведенных энергоресурсов носит необратимый характер в виду постоянного роста уровней инновационно-технологического развития.
Полученные зависимости свидетельствуют о снижении угле-, нефте- и газоемкости будущих инноваций в связи с ростом уровня мирового инновационно-технологического развития (рис. 6).

Более того, такое снижение, в силу однонаправленного изменения – постоянного роста уровня мирового инновационно-технологического развития, является необратимым. Это означает, что мировая добыча угля, нефти и газа в перспективном периоде будет снижаться под давлением возрастающего уровня мирового инновационно-технологического развития.
Оценка прогнозной динамики угле-, нефте-, газоемкости мировых инноваций свидетельствует о длительном снижении этих показателей (уже на рубеже 2040–2045 гг. более чем в 2–3 раза) с выходом их почти на «нулевые» отметки сразу за пределами 2050–2060 гг. (рис. 7).

Вероятнее всего, в этом периоде следует ожидать самых «минимальных» значений добычи угля, нефти и газа. Причем, процесс такого снижения является необратимым. Будущие инновации все в меньшей и меньшей мере будут ориентированы на использование традиционных топливно-­энергетических ресурсов. В процессе исследования получена зависимость накопленных объемов генерирования энергии ВИЭ за 1990–2022 гг. от уровня мирового инновационного развития (рис. 8).

В отличие от традиционных энергоресурсов, это совершенно иной характер зависимости. Ее дифференцирование позволяет установить соотношение между ВИЭ-емкостью инноваций и уровнем мирового инновационно-технологического развития:

ВИЭ-емкость мировых инноваций стремительно повышает зависимость от роста уровня мирового инновационно-технологического развития (рис. 9).

Будущие мировые инновации требуют все большей и большей перестройки энергетики в сторону ВИЭ. При этом, если повышение среднегодовых темпов прироста мирового инновационного развития требует снижения аналогичных темпов угле-, нефте- и газоемкости инноваций, то в случае с ВИЭ среднегодовые темпы прироста емкости инноваций ориентированы почти на 4‑х кратный рост:
1) для традиционных источников энергии:
Ту, н, г = — Ту  (5)

2) для возобновляемых источников энергии:
Твиэ= 3,98 ∙ Ту  (6)

где: Ту, н, г – среднегодовые темпы прироста угле-, нефте- и газоемкости инноваций; Твиэ – среднегодовые темпы прироста ВИЭ-емкости инноваций; Ту – среднегодовые темпы прироста мирового инновационно­технологического развития.
Такие высокие темпы прироста ВИЭ-емкости мировых инноваций предопределяют существенное повышение их уровня уже на рубеже 2040–2045 гг. В этот период он возрастет более чем в 2–2,5 раза, а к 2050 г. его рост может составить от 3 до 6 раз (рис. 10).

Это значительно увеличит долю ВИЭ в балансе ТЭР. Отметим, что приведенные оценки существенных изменений в мировом потреблении угля, нефти, газа и ВИЭ, по нашим расчетам, произойдут как раз в зоне сингулярности мирового инновационно-технологического процесса. И это вполне объяснимо. Учитывая, что энергетика как отрасль, находящаяся в самых «нижних слоях» передела общественного продукта, влияет на все сектора экономики, а ее технологическое развитие во многом предопределяет технологическое развитие других отраслей, в этой связи трансформации в энергетике должны произойти ранее периода «вхождения» мирового инновационного развития в зону сингулярности (2035–2045 гг.). Вероятнее всего, уже до периода 2035–2045 гг. произойдет изменение мировых трендов развития традиционных энергоресурсов, в частности, мировая добыча угля вой­дет в зону системного и необратимого «снижения». Возобновляемая же энергетика, наоборот, получит мощный технологический импульс роста.
В этой связи сценарные варианты ускоренного мирового научно-­технологического развития должны, скорее всего, ориентироваться на стабилизацию и последующее снижение потребления традиционных источников энергии и рост возобновляемой энергетики в мировой экономике.
Снижающаяся динамика использования традиционных энергоресурсов и повышающаяся динамика использования ВИЭ являются характерной особенностью процесса инновационно-технологического развития будущего периода. Причем, чем выше темпы такого развития, тем в большей мере будут падать объемы потребления традиционных энергоресурсов и расти объемы использования ВИЭ.
Одновременно этот процесс, как показал анализ темпов прироста мировых патентных заявок по отраслям технологий, должен поддерживаться активным ростом использования инноваций (цифровых, ИТ-технологий, компьютерных), формирующих блок развивающихся интеллектуальных технологий, определяющих основную направленность глобального технологического перехода.

Сообщение Особенности мирового инновационного процесса и его влияние на развитие отраслей ТЭК появились сначала на Энергетическая политика.

Владимир ЕРЕМКИН
Старший научный сотрудник лаборатории структурных исследований Института прикладных экономических исследований РАНХиГС
E-mail: eremkin-va@ranepa.ru

Константин ТУЗОВ
Аспирант, ИЭП им. Е.Т. Гайдара
E-mail: tuzov45@yandex.ru

Введение

В исследовательской среде и у практиков растет доверие к государственно-­частному партнерству как эффективному механизму согласования интересов организаций государственного и частного секторов, который обладает хорошим потенциалом ускорения социально-­экономического развития страны. Масштабные проекты создания объектов общественной инфраструктуры по всему миру все чаще проектируются, строятся, финансируются и эксплуатируются с помощью механизмов ГЧП. Ключевыми секторами, в которых проекты ГЧП получили наибольшее распространение, являются энергетика, ЖКХ, обращение с отходами, транспорт и некоторые другие.
Основной причиной, по которой правительства реализуют инфраструктурные проекты с использованием ГЧП, является возможность предоставления государственных услуг более высокого качества по более низкой цене, при этом наблюдается существенная экономия бюджетных средств. В рамках исследования [1] было проведено интервью с заинтересованными сторонами, которые охарактеризовали ГЧП как важный элемент макроэкономической политики, а также указали на положительные (а в некоторых случаях масштабные), системные последствия реализации такого рода проекта для экономики города, региона или государства.
Хотя ГЧП действительно может быть эффективным способом развития инфраструктуры, опыт стран-­членов ОЭСР показывает, что достижение оптимального соотношения цены и качества может оказаться сложной задачей, если участники проекта не обладают достаточными навыками и компетенциями для эффективного управления ГЧП [2].
В процессе реализации ГЧП неизбежно возникают различные проблемы. Обе стороны соглашения должны тщательно планировать и прорабатывать конкретную форму ГЧП перед ее реализацией. Как показывает опыт, многие ГЧП-проекты в различных странах не удается эффективно реализовывать из-за недостатка предварительного планирования и подготовки, что часто приводит к снижению устойчивости всей системы ГЧП.
Несмотря на широкое признание эффективности ГЧП и его растущее использование в деле развития инфраструктуры, практический опыт реализации ГЧП, как с точки зрения публичного, так и частного партнера не всегда был положительным [3, 4]. Ряд ГЧП-проектов столкнулся и продолжает сталкиваться с существенным удлинением сроков или полным отказом от дальнейшей реализации. Особенно часто это проявляется в развивающихся странах. В таблице 1 отражены некоторые результаты исследований, направленных на выявление барьеров реализации ГЧП.

В данной работе предпринимается попытка охарактеризовать текущее положение в сфере ГЧП, обозначить наиболее существенные проблемы и барьеры для развития.

Подготовительный этап исследования

Ключевые гипотезы исследования. В рамках экспертного опроса предполагалось проверить целый ряд важных гипотез, в основе которых лежит анализ зарубежного опыта и научной литературы по проблемам развития ГЧП в России и в мире. В таблице 2 ниже представлены ключевые предположения, которые легли в основу опроса экспертов.
Кроме обозначенных в таблице 2 гипотез в рамках экспертного опроса был получен ряд других оценок по широкому кругу вопросов. В рамках изучения проблемной области «Проблемы различных этапов инициации и реализации проектов ГЧП» экспертам предложили оценить наиболее значимые барьеры для реализации ГЧП-проекта, которые зачастую присутствуют в техническом задании и конкурсной документации. Среди возможных преград были рассмотрены неадекватные сроки реализации проекта, неадекватная оценка стоимости реализации проекта, смещение баланса рисков в сторону частного партнера, недостаточная детализация технического задания и конкурсной документации, слабая проработка ожидаемых бюджетных и социальных эффектов от реализации проекта.

Также в рамках данной проблемной области были рассмотрены основные причины провала реализации ГЧП-проектов в России. Экспертам было предложено оценить, часто ли являются причинами неудач ГЧП-проектов неэффективная коммуникация между партнерами или прямой конфликт, изменившиеся правила игры, негативные макроэкономические события, невозможность внести изменения в условия соглашения о ГЧП, обстоятельства непреодолимой силы, проблемы с финансированием, некомпетентность исполнителей проекта, грубое нарушение условий соглашения, избыточная зарегулированность большого числа процедур или слабая проработка проекта на ранней стадии.
Исследование «Проблем различных этапов инициации и реализации проектов ГЧП» также охватывало оценку трудностей с доступом к ключевым ресурсам для развития ГЧП в России – земля, электроэнергия, технологии, квалифицированные кадры. С одной стороны, предполагалось, что ограничивать доступ может высокая стоимость заемного капитала, аренды и покупки земельных участков, техприсоединения и недостаточное финансирование со стороны государства. С другой – недостаток земельных ресурсов, специалистов в области ГЧП, возможностей получить финансовую поддержку от государства. Кроме того, рассматривались такие важные проблемы, как сложности получения разрешений, недоступность иностранных технологий, текучесть кадров, слабое развитие системы образования для подготовки специалистов в области ГЧП.
Кроме того, в рамках исследования мнения экспертов предполагалось проверить, какие коммуникационные проблемы являются наиболее распространенными в процессе инициации или реализации ГЧП-проектов. Был выдвинут ряд предположений, что причинами проявления такого рода проблем могут служить неясные механизмы и процедуры взаимодействия между партнерами, низкая заинтересованность и вовлеченность одного из партнеров, коррупция или непотизм, длительные сроки отклика на запрос от партнера, размытая сфера ответственности партнеров, отсутствие должного регулирования процедур взаимодействия между партнерами, избыточная нагрузка со стороны государственного партнера.
В рамках изучения проблемной области «Необходимость использования зарубежного опыта» были исследованы ключевые направления, которые, по мнению экспертов, должны получить свое развитие за счет внедрения передового зарубежного опыта (например, схемы финансирования, способы конкурентного отбора частного партнера, формы ГЧП, юридическая база ГЧП и др.).
При исследовании «Эффективности государственной политики» также предполагалось оценить наиболее важные эффекты, которые должны возникать в результате реализации ГЧП-проектов в стране. Среди возможных эффектов рассматривались поддержка существующих и создание новых рабочих мест, развитие кадрового потенциала, стимулирование роста частных инвестиций, рост внутреннего потребления или импортозамещение, внедрение инноваций, экологические эффекты и некоторые другие.
«Эффективность государственной политики» также оценивалась с точки зрения возможных мер, которые могут быть предприняты для улучшения доступности ресурсов для ГЧП. Для оценки экспертами были предложены упрощение процедур, развитие доступного финансирования для ГЧП, расширение международного сотрудничества, развитие системы образования и установление более тесных связей между бизнесом и наукой для облегченного трансфера технологий.
Разработка анкеты для проведения экспертного опроса. Цель проведения опроса – сформировать экспертные оценки текущей ситуации в сфере ГЧП в России и обозначить наиболее важные направления развития. В рамках достижения этой цели предполагалось решить ряд задач, которые непосредственно связаны с описанными ранее гипотезами исследования. Список вопросов и возможные варианты ответов формулировались в строгом соответствии с гипотезами исследования, чтобы они могли позволить провести тестирование этих гипотез. Опрос предваряла информация о его особенностях и ориентировочном времени, необходимом для заполнения анкеты. Целевая аудитория опроса – это эксперты в области ГЧП, обладающие достаточными знаниями и опытом для составления компетентных оценок.
После составления анкеты было проведено ее предварительное внутреннее тестирование и дополнительная проверка с привлечением внешнего эксперта. В ходе этой проработки была осуществлена оценка вопросов и ответов с точки зрения их конкретности, ясности и недвусмысленности, а также с точки зрения удовлетворения задач исследования и тестирования гипотез.
Итоговая анкета для сбора оценок экспертов содержала 18 основных вопросов, относящихся непосредственно к проверке гипотез исследования, и три дополнительных, которые позволили получить информацию о компетенциях и опыте респондентов и их региональной принадлежности. Ко всем вопросам были предложены варианты ответов (одиночный или множественный выбор). Все вопросы анкеты являлись обязательными к заполнению. Для создания анкеты и сбора ответов респондентов было использовано ПО для администрирования опросов Google Forms . Экспертам на почту направлялась ссылка на электронную анкету, которую они могли заполнить онлайн .
Отбор экспертов для участия в опросе. В рамках предварительной проработки проведения опроса экспертов была сформирована выборка возможных экспертов-­респондентов. В нее были включены авторы высоко цитируемых научных работ, опубликованных не ранее 2014 г. и связанных с проблемами развития ГЧП в России, которые индексируются в Российском индексе научного цитирования (РИНЦ). Выборка также верифицировалась по общему значению индекса Хирша автора. Кроме того, принималась во внимание возможность опросить представителей различных регионов страны.

Анализ результатов опроса экспертов

Характеристики экспертов-­участников опроса. В опросе приняло участие 42 эксперта из 17 различных регионов. 3 эксперта указали о наличии у них опыта реализации ГЧП-проектов на стороне частного партнера, 14 – на стороне публичного партнера, и 31 эксперт обозначил себя как эксперта-­теоретика в области ГЧП . 71,4% экспертов имеют ученую степень кандидата или доктора наук. Характеристики респондентов представлены на рис. 1–2 и в таблице 3.

Количество полученных ответов от экспертов является достаточным для составления достоверных оценок и проверки гипотез исследования. В отличие от массовых опросов экспертные группы значительно меньше, но тем не менее позволяют получить надежные данные. Необходимое и достаточное количество экспертов для опроса оценивается в теории социологии довольно широкими границами. Например, в работе [18] приводятся расчеты на основании статистического подхода и отмечается, что оптимальный диапазон числа экспертов составляет от 19 до 77. В другой работе [19] используются схожие принципы оценивания, и авторы приходят к выводу, что число экспертов должно лежать в границах от 10 до 30. Авторы еще одного исследования [20] отмечают, что выбор числа экспертов зависит от задач исследования. При этом в статье приводится оптимальное число экспертов при заочном опросе от 20 до 80, хотя в ней же рассматриваются примеры экспертных опросов, в которых участвовало от 92 до 130 экспертов-­респондентов [20].
Некоторые статистические характеристики ответов. Некоторые вопросы предполагали присвоение оценок по шкале от 1 до 5 или выбор одного из четырех вариантов, которым также можно присвоить значения от 1 до 4. Статистика ответов на эти вопросы приведена в таблице 4.

Ключевые результаты опроса. Логика построения опроса состояла в изучении возможных частных проблем отдельных этапов реализации ГЧП, а затем в переходе к более общим вопросам. Отдельное внимание было уделено исследованию эффективности проводимой государственной политики по развитию ГЧП, возможностям развития этой политики, в том числе за счет использования передового зарубежного опыта.
В базовой гипотезе мы предполагали, что процедуры отбора государством партнера для реализации ГЧП достаточно прозрачны, поскольку было затрачено немало ресурсов для создания системы конкурсных процедур с помощью специализированных цифровых площадок для обеспечения открытости процесса подбора частного партнера. Тем не менее, большинство опрошенных экспертов (48%) указали на то, что есть еще большой нереализованный потенциал для улучшения прозрачности процесса отбора частного партнера, как показано на рис. 3. Еще 21% респондентов указали, что процедуры выстроены достаточно прозрачно, хотя и не идеально. При этом 14% опрошенных склонились к тому, что процедуры непрозрачны. В целом из полученных данных можем заключить, что нельзя ни подтвердить, ни опровергнуть гипотезу о том, что процедуры выстроены достаточно прозрачно. При этом очевидно, что эксперты не удовлетворены существующим положением дел и считают, что существует неплохой ресурс для внедрения новаций в области повышения прозрачности отбора частного партнера.

Большая часть экспертов не увидела смещения баланса рисков в сторону частного партнера, хотя 45% опрошенных все же указали эту причину в качестве одного из возможных барьеров (см. рис. 4).

Большая часть экспертов приходит к выводу, что государство склонно неадекватно оценивать стоимость реализации проекта (55% респондентов) и уделять мало внимания ожидаемым бюджетным и социальным эффектам от реализации проекта (64% респондентов), что в конечном счете может приводить к проблемам с его реализацией.
В нашей базовой гипотезе мы предполагали, что коммуникации выстроены эффективно между партнерами и в большинстве случаев не создают существенных проблем для реализации проекта. Опрос экспертов показал, что в целом оценки смещены в пользу того, что процедуры взаимодействия скорее эффективны, хотя и далеки от идеальных (рис. 5). При этом 48% указывают на то, что в этой сфере все не хорошо и не плохо, а значит, данный вопрос требует дополнительного, более подробного исследования с точки зрения возможных проблем и направлений для развития.

Защита интересов частного партнера является одним из важных факторов успешности реализации ГЧП-проекта. Разработка системы юридических мер, специализированных инструментов поддержки, обеспечивающих соблюдение прав частного партнера, представляет собой основу реализации ГЧП-проекта. Непрерывное совершенствование законодательства, внедрение новых механизмов предоставления гарантий частному партнеру, таких как, например, СЗПК, указывают на тот факт, что государство стремится улучшить защиту интересов частного партнера.
Тем не менее, эксперты склонны отмечать, что интересы частной стороны хотя и защищены, но недостаточно хорошо (52% респондентов). В целом оценки несколько смещены в пользу того, что государство заботится об интересах частного партнера, но степень защиты далека от идеальной (см. рис. 6).

Публичная открытость процесса реализации ГЧП играет важную роль, поскольку зачастую такого рода проекты предполагают передачу важной социальной функции частной компании. Общественный контроль за ходом реализации ГЧП-проектов может стать определенным инструментом обеспечения удовлетворенности граждан его результатами.
Эксперты выражают сомнения в открытости процесса реализации ГЧП-проектов в России. Баланс ответов, хотя и несильно, но смещен в пользу отрицательной оценки прозрачности (см. рис. 7). Можно заключить, что прикладывается недостаточно усилий для обеспечения общественного контроля за реализацией ГЧП-проектов, что может создавать комфортную среду для злоупотреблений и неудовлетворительных результатов по итогу реализации проектов.

Эксперты выделяют целый ряд наиболее распространенных причин неудач в реализации ГЧП-проектов в России. Самой значимой причиной, которую отметили 62% опрошенных, является проблема с финансированием проекта (см. рис. 8).

Эксперты указали, что зачастую в конкурсной документации и техническом задании неадекватно оценена стоимость реализации проекта. Превышение стоимости может приводить к тому, что частный партнер заморозит или вообще прекратит какую‑либо деятельность по проекту.
Кроме того, недостаточное развитие инструментов долгосрочного финансирования инвестиционных проектов (нормативного правового регулирования), серьезные проблемы с привлечением иностранных инвесторов или зарубежного заемного финансирования, недостаточная диверсификация возможных организаций, которые могут быть привлечены к финансированию инвестпроектов (по-прежнему сохраняется ключевая роль за банками с госучастием и государственными фондами), внешнее санкционное давление на финансовую систему России – все эти факторы могут объяснять высокую значимость проблемы финансирования ГЧП-проектов.

Половина экспертов указали на то, что слабая проработка проекта на предварительной стадии и избыточная зарегулированность большого числа процедур также могут служить причинами неудачи в реализации инвестпроектов в формате ГЧП. Не определившись с ключевыми бюджетными и социальными эффектами, которые ожидает государство от реализации ГЧП-проекта, переложив большую часть рисков проекта на частную сторону, публичный партнер рискует получить незавершенный инвестпроект. Избыточная зарегулированность процедур может, с одной стороны, приводить к удлинению сроков реализации проекта, а с другой стороны, формировать благодатную среду для злоупотреблений со стороны чиновников и процветанию коррупции.
Кроме того, отметим, что негативные макроэкономические события также указываются в качестве одних из значимых факторов (48% респондентов), сопутствующих неудачной реализации ГЧП-проекта. В этой связи можно утверждать, что в случае успешного расширения такого инструмента, как СЗПК, данным риском можно будет эффективно управлять в будущем.
По-прежнему коррупция и непотизм являются одной из наиболее серьезных коммуникационных проблем, с которыми могут столкнуться участники ГЧП-проекта (см. рис. 9).

Порядка 48% экспертов отмечают, что государство наращивает избыточную нагрузку на частного партнера, принуждает регулярно отвлекать ресурсы на большое число запросов и составление различного рода отчетности. Таким образом, из ответов экспертов на этот и предыдущий вопросы можно сделать вывод о наличии необходимости проведения ревизии процедур, процессов и отчетности, которые являются частью реализации ГЧП-проектов в России.
Важно заметить, что большинство экспертов высоко оценивают заинтересованность и вовлеченность в процесс реализации ГЧП-проектов обоих партнеров, которые стремятся наладить быструю коммуникацию.
Одной из гипотез исследования было то, что усиление санкционного давления на Россию, которое наблюдается с февраля 2022 г., затруднило реализацию ГЧП-проектов. Итоги экспертного опроса говорят об обратном: оценки респондентов смещены в пользу того, что наблюдалось определенное упрощение процесса реализации ГЧП-проекта в стране. При этом 69% опрошенных говорят о том, что ситуация значительным образом не изменилась (см. рис. 10).

Эксперты несколько скептически отнеслись к эффективности проводимой государством политики по поддержке развития ГЧП в России, как показано на рис. 11. По всей видимости, сохранение такого рода серьезных проблем в рассматриваемой сфере, как коррупция, недостаточные/ограниченные возможности привлечения финансирования, недостаточная открытость процесса реализации ГЧП и отбора частного партнера, приводит к тому, что внедряемые новации со стороны государства не дают желаемого масштабного результата в виде повышения качества инвестпроцессов.

Экспертам была предложена возможность оценить ожидаемую эффективность новшеств в сфере ГЧП, которые были внедрены в последнее время. Результаты оценивания представлены на рис. 12.

Итоги расчета индекса и рейтинг предполагаемой эффективности мер развития ГЧП представлены в таблице 5. Как видно из таблицы 5, эксперты предполагают, что наиболее действенными и важными мерами, принятыми в последнее время, являются нормы, которые уточняют финансовые обязательства концедента и закрепляют в законе институт особых обстоятельств. Также довольно эффективными экспертам представляются программы федерального софинансирования ГЧП и предоставление возможности изменения существенных условий концессионного соглашения без необходимости согласования с ФАС. Наименее эффективным был оценен механизм СЗПК, значение индекса приняло небольшое отрицательное значение, что говорит о том, что эксперты опасаются, что принятые поправки, направленные на возрождение данного инструмента, могут не дать ожидаемого результата.

Далее было проведено тестирование гипотезы о важности использования зарубежного опыта для развития различных направлений ГЧП. Как показано на рис. 13, эксперты склонны поддержать идею масштабирования лучших зарубежных практик в России.

На рис. 14 приведены ключевые направления, которые могут быть улучшены за счет внедрения лучших иностранных практик. В целом можно утверждать, что большинство направлений могут быть развиты при условии наличия успешного новаторского опыта за рубежом. Наиболее популярными направлениями оказались механизмы перераспределения рисков и способы контроля за соблюдением прав сторон соглашения. Скорее всего, эксперты при выборе этих вариантов ответов опирались на наличие более совершенных механизмов в других странах, но не на наличие больших проблем в данной области в России (как показывают ответы на предыдущие вопросы).
В рамках опроса также были собраны данные о наиболее важных эффектах, которые должны закладываться в ожидаемые результаты реализации ГЧП-проектов. Итоги анкетирования экспертов представлены на рис. 15.

Далее были проведены расчеты индекса значимости каждого из эффектов по формуле (1). Результаты расчета представлены в таблице 6. Представленная таблица 6 показывает, что, по мнению экспертов, ГЧП должно быть драйвером экономического роста. Такие макроэкономические эффекты, как рост частных инвестиций, создание новых рабочих мест, положительные эффекты для региональной/местной экономики, внедрение инноваций, получили наивысшие оценки с точки зрения их значимости. Все они непосредственно связаны с экономическим ростом России.
Менее значимыми являются бюджетные (налоговая эффективность ГЧП) и социальные эффекты (улучшение качества медицинского обслуживания, обеспеченности общественным транспортом, дорогами и т. п.), развитие кадрового потенциала, поддержка существующих рабочих мест). Еще меньшее значение играют микроэкономические эффекты самого проекта (эффективность (объем созданных благ на 1 млн руб. инвестиций) и высокая внутренняя норма доходности проекта), которые зачастую важны для частного инвестора. Экологические эффекты от реализации ГЧП-проекта были оценены как наименее значимые из предложенных.
В рамках опроса была оценена проблема доступности ресурсов: земля, электроэнергия, технологии, квалифицированные кадры) для развития ГЧП в России. Ранжирование проблем представлено на рис. 16 в соответствии с количеством экспертов, отметивших данную проблему как важную.
Данные, представленные на рис. 16, позволяют сделать вывод о том, что наблюдается определенный кадровый голод и специалистов с необходимыми навыками в области ГЧП заметно не хватает. Проблемы, связанные с доступностью финансов (недостаточное развитие финансовых инструментов и механизмов поддержки ГЧП, высокая стоимость заемного капитала и сложности в получении финансовых ресурсов), ожидаемо оказались в числе ключевых, и ответы экспертов хорошо коррелируют с предыдущими вопросами, где проблемы привлечения финансирования для ГЧП были определены как наиболее существенные. Проблемы с финансами скорее являются институциональными, поскольку, с одной стороны, эксперты отмечают слабую ограниченность в доступе к государственным финансам для реализации ГЧП, а с другой – ощутимые трудности с привлечением финансирования на рыночных условиях.

Высокие расходы на аренду или приобретение земли и на техприсоединение также связаны, как с финансами проектов, так и с ограниченным доступом к земле и электроэнергии. Кроме того, экспертами отмечаются сложности с получением разрешений на использование земли под определенные коммерческие нужды.
Из экспертных оценок можно сделать вывод о том, что ограничения доступа к технологиям из-за санкций не являются на сегодняшний день серьезной проблемой. Как видно из представленных ранее оценок, санкционная политика в целом не оказывает существенного влияния на развитие ГЧП в России на текущем этапе.
Все предложенные меры, которые могут быть предприняты для улучшения доступности ресурсов для ГЧП, эксперты посчитали важными, за исключением международного сотрудничества и привлечения иностранных инвестиций (см. рис. 17).

Как уже было установлено ранее, кадровая проблема является актуальной для ГЧП-проектов. Из рис. 18–19 видно, что в целом компетентность кадров (как со стороны частного, так и государственного партнеров) эксперты оценивают как хорошую. Вероятно, обозначенная респондентами проблема кадров является следствием нехватки специалистов на рынке труда, которая наблюдается в последнее время (дефицит предложения), хотя отчасти это может быть и системной проблемой в сфере ГЧП, когда система образования не дает достаточной подготовки для решения сложных задач, а рынок пока еще не сформировал достаточный пул опытных экспертов в этой области.
Как показано на рис. 20, эксперты указывают на серьезные проблемы в области подготовки кадров для ГЧП. Полученные данные подтверждают наш тезис о том, что система образования уделяет недостаточное внимание подготовке к решению практических задач.

Заключение и рекомендации по разработке политики в области ГЧП в России

Проведенное исследование вносит дополнительный вклад в понимание проблем развития ГЧП в России на современном этапе и возможностей для развития данного перспективного направления. Количественные оценки, составленные с помощью квалифицированных экспертов в данной области, дают хорошую основу для дальнейшей более глубокой проработки возможных способов устранения наиболее значимых барьеров на пути эффективного функционирования системы ГЧП-проектов.
Масштабный экспертный опрос позволил охватить проблемы различных этапов инициации и реализации ГЧП-проектов в России, исследовать эффективность проводимой государственной политики, выделить ключевые направления развития, которые могут быть улучшены в том числе с использованием лучших международных практик, оценить динамику развития ГЧП с начала 2022 г., проранжировать значимость кадровых, финансовых, правовых, институциональных и других проблем.
На основе выявленных в ходе исследования проблемных зон можно предложить следующие системные решения, которые должны быть приняты на государственном уровне, чтобы улучшить среду для эффективного развития ГЧП:
Необходимо продолжать работу по повышению прозрачности различного рода процессов в рамках ГЧП, начиная с открытости процедур отбора государством частного партнера и заканчивая возможностями обеспечения публичного контроля за ходом реализации проекта. Информация о ходе проектов, их целях и воздействии на общество и окружающую среду должна быть доступной для широкой общественности.
Большое значение имеет обеспечение повышенного внимания предварительной проработке проектов: более детальное изучение бюджетных и социальных эффектов, которые ожидаются от проекта, а также учет рисков и мер по их снижению. Необходимо предпринимать меры для обеспечения более точной оценки стоимости реализации ГЧП-проектов на предварительной стадии.
Следует активно работать над улучшением доступности финансирования для ГЧП-проектов, поскольку эта проблема, по мнению экспертов, является одной из основных. Направления развития должны включать в себя создание новых финансовых инструментов, привлечение частных (в том числе иностранных инвесторов) и разработку механизмов долгосрочного финансирования. Необходимо продолжить развитие мер федеральной поддержки ГЧП, таких как программы софинансирования и доступ к фабрике проектного финансирования. По мнению экспертов, это эффективно способствует повышению доступности финансирования для проектов.
Необходимо упростить и оптимизировать процедуры и регуляторные требования, связанные с реализацией проектов ГЧП. Избыточная бюрократия и лишние запросы от публичной стороны могут тормозить ход реализации проектов. При этом государство должно поддерживать эффективные коммуникации между партнерами на всех этапах реализации ГЧП-проектов. Для этого необходимо развитие механизмов быстрого решения конфликтов и обеспечение своевременной обратной связи.
Принимая во внимание важность снижения рисков для частных партнеров, необходимо разработать и внедрить механизмы перераспределения рисков между государством и частными инвесторами. Мировой опыт, включая гибридные модели финансирования, может служить основой для разработки эффективных механизмов.
Развитие специалистов в области ГЧП является критическим компонентом успешной реализации проектов. Следует сосредоточить усилия на образовательных программах, направленных на подготовку кадров с практическими навыками. Также важно содействовать взаимодействию образовательных учреждений и компаний, реализующих ГЧП-проекты. Важно создать механизмы для постоянного обучения и развития специалистов в сфере ГЧП. Обмен знаниями и опытом между участниками процесса должен стать частью рабочей культуры в этой области.
Важно активно изучать и адаптировать зарубежный опыт в области ГЧП для российских условий. Опыт других стран по повышению эффективности распределения рисков, законодательного регулирования, системы контроля за выполнением обязательств и форм реализации ГЧП-проектов может быть ценным для развития сектора ГЧП в России.
Правительство должно на регулярной основе проводить оценку эффективности государственной политики в области ГЧП и реагировать на выявленные проблемы и изменения в процессах реализации проектов. Необходимо создать условия для развития институтов и механизмов, способствующих более эффективному сотрудничеству государства и частных инвесторов.
Важное место должно быть отведено ужесточению мер по борьбе с коррупцией и непотизмом при реализации ГЧП-проектов. Государственная политика должна предусматривать увеличение прозрачности процедур, обеспечение доступа общественности к информации о проектах и строгое соблюдение этических норм в процессе реализации.
С учетом постоянных изменений в законодательстве о ГЧП, необходимо проводить тщательный мониторинг и оценку их эффективности. Регулярный анализ позволит установить, какие нормы и инструменты работают на практике и способствуют улучшению инвестиционных процессов, а какие требуют коррекции. Опрошенные эксперты поддерживают усилия по унификации ключевых понятий и терминологии в сфере ГЧП, как это было сделано в недавних изменениях законодательства, что содействует ясности и пониманию правил игры как государственным, так и частным партнерами. Также важно сохранить механизм особых обстоятельств, позволяющий адаптировать условия концессионных соглашений к изменяющейся среде. Это может стать важным фактором в управлении рисками и обеспечении устойчивости проектов в турбулентное время.
Работа по решению проблемы с доступностью ресурсов, таких как земля и электроэнергия, не теряет своей актуальности. Необходимо разрабатывать дополнительные меры по снижению стоимости аренды или приобретения земли, а также упрощению процедур и стоимости получения необходимых разрешений.

Сообщение Стимулирование инвестиционной активности в России за счет развития государственно-частного партнерства: исследование на основании экспертных оценок появились сначала на Энергетическая политика.

Эдуард Николайчук
Руководитель центра по обустройству и эксплуатации
месторождений в криолитозоне «Газпромнефть-Заполярья»

Четверть поверхности Земли и свыше 65% площади России – от Кольского полуострова до Дальнего Востока – покрыто многолетнемерзлыми грунтами, которые сохраняют устойчивость только при отрицательной температуре. Строительство и добыча в вечной мерзлоте требуют особых подходов и технологий. Какие методы анализа и прогнозирования криолитовых зон существуют на сегодняшний день, какие решения применяются для работы в вечной мерзлоте и как глобальное потепление климата влияет на ее состояние – рассказал руководитель центра по обустройству и эксплуатации месторождений в криолитозоне «Газпромнефть-­Заполярья» Эдуард Николайчук в интервью журналу «Энергетическая политика».

– В мае «Газпром нефть» сообщила, что планирует создать геоинформационную модель прогнозирования состояния вечной мерзлоты на Ямале. Для чего это нужно нефтяной компании?
– Разработка месторождений в условиях вечной мерзлоты – это настоящий вызов для любой нефтегазовой компании, работающей на Крайнем Севере. «Газпром нефть», например, ставит себе целью стопроцентную надежность инфраструктурных объектов на территориях криолитозоны. Реализация проектов в этих условиях требует комплексного подхода: от проведения качественных инженерных изысканий, проектирования и строительства, до эксплуатации и ликвидации объекта, когда он закончит свой жизненный цикл.
Для нас феномен вечной мерзлоты очень интересный, поскольку за долгое время работы «Газпром нефти» в условиях Севера был накоплен большой опыт, который необходимо систематизировать, проанализировать и передать другим.
Но каждый раз, приступая к работе на новой площадке, мы убеждались, что данные о состоянии грунтов, полученные за счет инженерных изысканий прошлых лет, уже давно изменились как в процессе эксплуатации месторождений, так и под влиянием изменений климата и других природных факторов.
Классические фондовые материалы сами по себе перестали представлять особую ценность, но если их оцифровать, консолидировать в едином центре, провести анализ, верифицировать и постоянно дополнять, то это позволит сформировать базу данных для прогнозирования состояния вечной мерзлоты. Это и подтолкнуло нас на создание цифровой модели.
– В чем суть этой модели и в чем ее принципиальное отличие от других исследований криолитозон?
– Большая часть территорий вечной мерзлоты описана геокриологическими картами первого поколения, созданными еще в 1970‑е гг., а также картой СССР 1991 г. И на сегодняшний день из-за изменчивости мерзлоты они сильно устарели. Эти материалы широко используются для подготовки специалистов-­геокриологов, в образовательных и научных целях, а также проектно-­изыскательскими организациями. При этом карты достаточно большого масштаба 1:1 000 000 и 1:2 500 000, который не позволяет достоверно оценить температуру грунтов в определенной точке. А для нас важно получить более детализированные картографические материалы в масштабе 1:25 000, чтобы оценить температуры на конкретной площадке бурения одного куста площадью условно 300 на 300 метров и спроектировать высоту насыпей, размер, глубину заложения фундамента и так далее.
Современные исследования вечной мерзлоты на корпоративном уровне, как правило, носят точечный характер только в тех местах, где будут непосредственно строиться объекты. Поэтому нашей главной задачей было создание цифровой модели на большой территории, охватывающей как наши месторождения, так и смежные участки других крупных компаний, которые будут готовы участвовать в этом проекте.

– Получается, что вам пришлось заново проводить все исследования, не опираясь на советский опыт?
– В советское время были совершенно другие подходы к получению данных, в том числе по вечной мерзлоте. Например, для измерения температуры грунта в скважину спускали ртутный термометр и через каждый метр проводили измерения. Погрешность и длительность при таких измерениях оставляли желать лучшего. Поэтому к материалам прошлых лет нужно относиться очень аккуратно.
– А что из себя представляют современные способы сбора данных?
– Сейчас технологии ушли далеко вперед. Для контроля температуры мерзлых пород используются целые гирлянды цифровых датчиков с точностью измерений до 0,1 градуса, устанавливаются логгеры, которые позволяют проводить ежечасный и ежесуточный мониторинг, по результатам осенних и весенних замеров готовится отчет об изменениях состояния грунта. Чтобы их установить, бурят инженерно-­геологические скважины для предпроектных изысканий на глубину порядка 15–17 м, а в некоторых случаях – даже глубже. Для периода эксплуатации месторождений обустраиваются термометрические скважины, которые позволяют проводить наблюдения на всем его жизненном цикле.
При этом принципиальным моментом является отслеживание изменений температуры грунтов на нулевых амплитудах, то есть на глубине 10 м и ниже от поверхности. Именно на этой глубине определяется наиболее достоверная температура, не зависящая от сезонных изменений на поверхности.
– Вы говорите о том, что база данных создается от предпроектных изысканий до конца срока реализации проекта, тогда с какого периода вы начали проводить изыскания под создание базы данных и на какой срок будет рассчитана прогнозная модель вечной мерзлоты?
– Наши изыскания достаточно свежие, к примеру, по Ямалу, начиная с 2019 г., при этом для ретроспективного анализа изменений используем данные, полученные от других компаний с 2005 г. В прогнозной модели мы используем период 25–30 лет, в течение которого будет идти разработка и эксплуатация месторождений, дополнительно составили 50‑летний прогноз с учетом возможности продления жизни месторождений. В любом случае, чем больший срок прогноза – тем большей верификации он будет требовать.
Но для нас скорее интересна динамика. Обычно когда проектируются объекты в зоне вечной мерзлоты, специалисты выполняют только единоразовый прогноз, который потом используется в процессе всей эксплуатации месторождения. Мы исходим из того, что прогноз должен постоянно уточняться, дополняться новыми данными и изысканиями, что позволяет учитывать новые тренды.

– Модель прогнозирования и карта вечной мерзлоты будет охватывать только Ямал или будет расширена на другие регионы?
– Сейчас мы обкатываем цифровую базу карты и верифицируем данные на наших территориях и на одном из крупных ямальских месторождений.
Дальше мы планируем масштабировать карту на зону полуострова Ямал, затем – на весь Надым-­Пур-­Тазовский регион. В долгосрочных планах – создание карты Западной и Восточной Сибири, в том числе описание вечной мерзлоты Якутии.

– Но разве для этого не нужна мощная зона покрытия датчиками, всю Восточную Сибирь ведь не разбуришь?
– Это не обязательно должна быть единая карта. Оценка может вестись секторально с возможностью расширения. Главное, чтобы она включала потенциально интересные для будущей разработки участки. И действительно, тут самое важное – это данные: чем больше данных, тем точнее модель. Мы собираемся наполнить ее самой разной информацией, не только данными о температуре грунта, но и, например, сведениями о динамике геокриологических процессов, связанных с появлением бугров пучения, оттаиванием грунтов, оползнями и другими.
Часть информации для восполнения белых пятен можно получать без бурения посредством ландшафтного районирования, типизации разрезов или с помощью аэрофотосъемки, снимков со спутников, позволяющих фиксировать изменения площадей озер или береговых линий. Все это говорит о процессах в недрах. К примеру, если пластовый лед начал таять, то площадь озера рядом с ним увеличится. Анализ таких данных потребует подключения искусственного интеллекта и машинного обучения.
В других регионах, например, в Якутии, было бы интересно дополнительно оснастить систему модулем по оценке рисков пожаров, которые также меняют тепловой баланс. Еще один важный модуль – это модуль подтопления территорий, в том числе застраиваемых и не застраиваемых, который важен для строительства насыпей, мостов, водопропусков и дорог.

– А когда такая комплексная карта Ямала заработает и будет ли она доступна для других компаний?
– Пилотная модель такой карты уже создана, но она будет постоянно дополняться. К 2030 г. мы планируем выйти на достаточно большую площадь. Проект важен не только для нашей компании, он будет полезен для страны в целом. Предполагается, что данные будут доступны для использования в рамках государственной сети фонового мониторинга.
– Получив прогнозные данные модели по изменению температуры грунтов, что можно и нужно делать дальше, какие меры и технологии по соблюдению проектной температуры грунта можно предложить?
– Можно выделить два вида термостабилизации: пассивную и активную. Пассивная термостабилизация – это теплоизоляция ввиду различных материалов на основе пенополиуретана. В качестве активной термостабилизации мы применяем системы естественного охлаждения грунтов – это системы с различным хладагентом, которые работают зимой, но не работают летом. В качестве хладагента мы используем углекислоту или аммиак. По сути, термостабилизатор – это герметичная металлическая труба с хладагентом, один из концов которой находится над поверхностью земли, а второй – погружен в грунт. Такие термостабилизаторы используются практически на всех месторождениях Крайнего Севера. В среднем одна свая – один теплостабилизатор. В мороз, когда температура воздуха ниже температуры грунта, от естественного холода система начинает интенсивно испарять хладагент внутри корпуса термостабилизатора, охлажденный хладагент выше земной поверхности стекает по внутренним стенкам термостабилизатора вглубь земли, нагоняя необходимый холод в мерзлые породы. Такая система позволяет обеспечивать эффективное промораживание грунта на весь период эксплуатации. Мы используем природный холод, создавая и поддерживая отрицательную температуру недр без использования электроэнергии.
Есть решения с проветриванием подполья. Допустим, если мы строим небольшое здание и понимаем, что оно не оказывает теплового воздействия на грунты, то сооружать вокруг него систему термостабилизации возможно и не потребуется. Здесь на помощь приходит естественный холод с ветром. Здание должно быть построено на сваях на высоте не меньше 1–2 м от поверхности земли. Это широко применяется при обустройстве общежитий, цехов и так далее. Проветриваемое подполье позволяет сохранить холод на поверхности земли зимой и предотвратить попадание солнечных лучей летом.

– А какие еще есть технологии, позволяющие избежать нарушения термобаланса?
– Самые простые, но эффективные. Например, высокие песчаные насыпи. К примеру, в зимний период можно работать только на специально созданной насыпи из песка. Высота насыпи тоже рассчитывается при теплотехническом моделировании. Практически на всех наших месторождениях она не меньше 2 м. Насыпь из песка позволяет компенсировать тепловое воздействие на грунты в летний период, в результате летом протаивает только верхний слой.
Иногда в насыпи обустраиваются теплоизоляционные экраны различной толщины, что также эффективно предотвращает оттаивание. Расчистка снега в течение зимнего периода позволяет накопить дополнительный холод в грунтах.
– От чего зависит выбор той или иной технологии?
– От глубины залегания мерзлых пород и сложности разреза. В различных регионах глубина залегания мерзлых пород разная. В Якутии, например, она может достигать 1,5 км, на Ямале – 300–400 м, а в Антарктиде – более 4 км. Большую роль играет температура добываемых флюидов. Так, например, нефть идет с положительной температурой, а газ может добываться и охлажденным до минусовых температур, что будет играть только в плюс, поскольку охлажденный газ будет формировать вокруг себя некий мерзлый ореол.
Если тепловое воздействие скважин на грунт все же происходит, мы обустраиваем специальные защитные термокейсы. Это металлическая обсадная труба, в которой заложен теплоизолятор. Кстати, сейчас мы планируем применять высокоэффективные теплоизоляционные решения для того, чтобы минимизировать тепловое воздействие на грунты. Новые образцы термокейсов уже изготавливаются по нашему патенту. Этот термокейс спускается по скважине еще в период бурения и, по существу, он ограждает мерзлые грунты от скважины.
Если и этого недостаточно, то на устье скважины обустраиваются системы термостабилизации грунтов с хладагентом, про которые я уже говорил. Но есть и экстренные решения, когда необходимо накачать холод с помощью компрессора. С такими случаями мы тоже сталкивались, когда в пределах небольшой застраиваемой площадки у нас температура грунтов не соответствовала проектным условиям. И вот тут мы применяли дополнительные системы охлаждения, подключали холодильные установки, как дома – холодильник, и накачивали холод в грунт. Этот метод работает летом и позволяет примерно за два месяца понизить температуру грунта до проектных значений. Дальше начинают уже работать системы естественного охлаждения.
– А можно ли уже сейчас спрогнозировать, какое влияние оказывает на вечную мерзлоту эксплуатация месторождений и хозяйственная деятельность человека, а какое – глобальные изменения климата? И какое воздействие сильнее?

– При подготовке проекта разработки любого месторождения выполняется теплотехническое моделирование по всем объектам, которые будут в зоне обустройства: от производственных и жилых комплексов до трубопроводов, эстакад и других коммуникаций, в том числе и подземных с теплоизоляцией. Такая тепловая модель создается на весь период эксплуатации месторождений, что позволяет оценить, какое воздействие оказывает добывающее оборудование на мерзлые грунты и какие мероприятия нужно заложить, чтобы его минимизировать.
На эти решения мы можем влиять и можем управлять ими. Мало того, при разработке месторождений это влияние очень локальное. Глобальные изменения климата оказывают воздействие на вечную мерзлоту. Исследовательские данные, накопленные еще с 1970‑х гг., говорят о том, что наблюдается повышение температуры грунтов и происходит это в зонах, где нет застройки. Это значит, что глобальные изменения климата влияют на температуру мерзлых грунтов вне зависимости и вне зоны деятельности человека.
– А как глобальное потепление отражается на прогревании грунта в зоне вечной мерзлоты, особенно с учетом того, что в Арктике температура повышается в два раза быстрее, чем на других территориях?
– Повышение температуры воздуха влияет на температуру грунта, но не так прямолинейно и стремительно. Кроме того, на разной глубине она, соответственно, будет меняться по-разному. В результате на поверхности эти изменения будут достаточно сильными, грунты могут прогреться на 3–5 м, а на глубине 10 м – едва заметны. Большое влияние оказывают сезонные колебания. Если, к примеру, у нас была теплая зима, то в грунтах может не накопиться необходимого запаса холода, со временем могут образовываться талые зоны. Определить такие изменения пока можно только расчетными методами. Современными методами мы уже фиксируем понижение кровли мерзлых грунтов, которая начинается уже не с 2 м, как раньше, а с 3–4 м.
В принципе, динамика климата и всплески теплой погоды сильно влияют на поверхностные почвы. Всплески теплой погоды цикличны, могут повторяться каждые пять лет: то фиксируется аномально теплое лето там, где его не должно быть, то излишне теплая зима, что тоже плохо, поскольку в грунтах не накопится необходимый уровень холода. Однако современные системы мониторинга и прогнозирования позволяют нам вовремя реагировать и закладывать компенсирующие мероприятия, допустим, менять глубину заложения фундамента или усиливать систему термостабилизации.
– Спасибо большое за интервью!

Сообщение Вечная мерзлота как фактор добычи появились сначала на Энергетическая политика.