Энергетический переход: перспективы использования биомассы

Виталий БУШУЕВ
Главный научный сотрудник, д. т. н., профессор, Объединенный институт
высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН)
Е-mail: vital@guies.ru

Виктор ЗАЙЧЕНКО
Заведующий лабораторией, д. т. н., профессор, Объединенный институт
высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН)
Е-mail: zaitch@oivtran.ru

Адольф ЧЕРНЯВСКИЙ
Главный специалист по экономике и возобновляемым источникам энергии,
к. т. н., ОАО «Ростовтеплоэлектропроект» (филиал ОАО «ЭНЕКС», г. Ростов-на-Дону)
Е-mail: 1936@mail.ru

Александр ШЕВЧЕНКО
Инженер, к. т. н., Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН)
e-mail: shev@jiht.ru

Сейчас есть две основные линии в планировании развития энергетики мира. Одна – традиционная, заключается в определении времени, на которое хватит имеющихся запасов традиционных ископаемых топлив, либо эти ресурсы перестанут соответствовать эффективности их применения. Обычно ресурсообеспеченность с учетом современного уровня добычи и использования ТЭР оценивается по углю – более 300 лет; ядерному топливу – 60 лет; газу – 50 лет; нефти – 30 лет. Другими словами, нефть и газ в 70‑х гг. нынешнего века должны быть исчерпаны [1, 2]. Впрочем, тезис о возможности дефицита ресурсов многими экспертами считается устаревшим и оспаривается в пользу возможного профицита углеводородного сырья. Считается необходимым учитывать возможность поддержания физических объемов запасов углеводородов за счет новых месторождений в Арктике, Африке и других пока не значимых на энергетической карте мира районов, а также повышение коэффициента использования нефти на «старых» месторождениях. Но общая тенденция снижения спроса и добычи нефти, газа и других углеводородов сохранится в силу естественного перехода энергетики на новые, более эффективные виды энергии и, следовательно, новые ресурсы. Причем эффективность этих энергоресурсов не обязательно будет иметь экономический характер, она предполагает более гибкие возможности для инвестиций, адаптацию под неопределенное развитие потребительского спроса. Эти ресурсы будут более экологичными и наукоемкими, ориентированными на использование цифровых систем для их добычи.
Вторая линия развития энергетики связана с соглашением, принятым Парижской конференцией ООН по климату [3], которое ставит целью ограничить рост глобальной температуры на планете в пределах 2ºС к 2050 г. Этого планируется достичь, используя к 2050 г. не более 10% от уже имеющихся на сегодня резервов [4, 5]. В рамках обозначенных ограничений, примерно 80% запасов угля, 50% – природного газа и 30% – нефти должны будут остаться вообще неиспользованными. В этих условиях нужно финансировать не разведку и освоение новых месторождений, а исследования, направленные на создание новых методов получения энергии без использования природных углеводородных топлив.

Стремительное развитие в мире возобновляемых источников энергии (ВИЭ) под предлогом необходимого снижения выбросов СО2 при сжигании топлива приводит к снижению потребления ископаемых энергоносителей. В соответствии с прогнозами Международного энергетического агентства – EIA [3] конечное потребление ископаемых энергоносителей к середине XXI столетия существенно снизится наряду со взрывным ростом объемов использования ВИЭ 6. Энергопотребление в мире к 2050 г. в целом возрастет, но его структура сильно изменится (рис. 2).

Действительно, экологический фактор является существенным для перспективного развития «зеленой» энергетики и «зеленой» экономики. Но надо помнить, что экономика без экологии – это дорога в бездну, но и экология без экономики – это также путь в никуда.
Под влиянием стремительно распространяющейся на Западе «зеленой религии» активно наращивается политический, информационный и инновационно-­технологический мост для энергетического перехода мирового рынка от традиционных углеводородов на ВИЭ.
В соответствии с этими прогнозами к 2035 г. практически может прекратиться потребление ископаемых нефтепродуктов и угля. Потребление природного газа, как самого экологически чистого топлива, останется на достаточно высоком уровне до 2050 г., но объемы его использования снизятся в 1,5 раза. Несколько снизится потребление ядерного топлива. Но на самом высоком уровне останется потребление ВИЭ – на порядок выше потребления всех видов ископаемых топлив.
Наибольший рост объемов производства энергии в мире (рис. 2) за рассматриваемый период 2025–2050 гг. прогнозируется на солнечных электростанциях (СЭС) – в 4,5 раза и на ветроэлектрических станциях (ВЭС) – в 2,4 раза. На атомных электростанциях (АЭС) существенные изменения объемов производства электроэнергии не планируются. Однако, в связи с ростом объемов производства во всех остальных категориях генерации, относительная доля выработки электроэнергии на АЭС в общемировом энергобалансе снизится с 9,9 до 7,4% [6].
В экономически развитых странах в настоящее время опережающими темпами реализуются новые технологии получения энергии, в первую очередь на базе использования ВИЭ. Еще в 2016 г. Deutsche Bank заявил, что все штаты в США преодолели сетевой паритет по солнечной энергии, когда ее стоимость стала равна традиционной.
На традиционных тепловых электростанциях (ТЭС) к 2035 г. ожидается снижение производства электроэнергии в связи с отказом от использования ископаемых топлив согласно ратифицированному практически всеми странами мира Парижскому соглашению 2015 г. [3]. После 2035 г. прогнозируется снова рост выработки электроэнергии на ТЭС, но уже с использованием на этих электростанциях других видов топлива: водорода, синтетических газов, получаемых конверсией биомассы, твердых и жидких топлив из биомассы, преимущественно из ее отходов. Одновременно, для использования водорода, синтетических газов и жидких синтетических топлив на ТЭС, делается ставка на применение рассредоточенных систем электрогенерации [7, 8].
Для России поспешность энергетического перехода (отказ от углеводородного сырья – нашего главного природного капитала, и массовое распространение ВИЭ в районах с отсутствием эффективных потенциалов солнца и ветра) – сомнительна, как и реальная опасность глобального потепления в северо-­восточных районах страны. Это предмет отдельного рассмотрения в новой Энергетической стратегии. Тем не менее, опыт использования новых источников энергии не следует игнорировать. Но с учетом российской специфики следует ориентироваться на особый путь развития ВИЭ в России.
Главным фактором применения новых технологий в России является не слепое копирование западного технологического опыта, а учет особенностей территориального размещения как ресурсов, так и распределенной массы потребителей. Для России перспективным является ориентация на геотерриториальный путь развития энергетики [20], когда основой для локальных территорий является эффективное использование собственных ресурсов с высокой добавленной стоимостью. В СССР был богатый практический опыт создания ТПК на базе местных ресурсов (как углеводородных, так и гидроресурсов): КАТЭК, Волжские и Енисейские ГЭС и др. В новых условиях преимущественного развития малой энергетики в системах производства и потребления необходимо эффективно использовать этот опыт геотерриториального развития на примере СФО и ДФО с их малой энергетической плотностью нагрузки и генерации. Во многих районах этот опыт может оказаться эффективным при использовании таких богатых и пока неиспользуемых ресурсов как биомасса. Но если использование биомассы из отходов животноводства оказалось пока неэффективным в силу высокой химической агрессии, то использование отходов (а точнее вторичных биоресурсов) лесопереработки, деревообработки и, особенно, продукции сельскохозяйственного производства может стать не только источником нового биологически чистого вида биомассы, но и средством утилизации этих отходов в новом биоэнергетическом цикле природоподобных технологий.
Для России СЭС и ВЭС не могут решить всех задач эффективного использования ВИЭ для развития централизованной и местной энергетики.
Для оценки перспектив использования ВИЭ в нашей стране воспользуемся данными по сравнительному анализу технико-­экономических параметров различных типов энергоустановок. Проведенные в ОИВТ РАН исследования показывают [7, 8, 20], что существующие проекты сооружения больших, системообразующих электростанций на ядерном, угольном и газовом топливах оказываются неэффективными, а их реконструкция вообще приводит к убыточности дальнейшей эксплуатации электростанции. Чтобы обеспечить приемлемые значения основных критериев эффективности инвестиций в сооружение или реконструкцию этих станций, приходится заключать с энергосистемами специальные договора о поставке мощности (ДПМ) по повышенным ценам. Только при этих особых условиях сроки окупаемости инвестиций снижаются до 15 лет.
ДПМ обеспечивают рентабельность сооружаемой или реконструируемой электростанции за счет бюджетных дотаций. Государство (бюджет) доплачивает производителю за гарантированную поставку мощности по тарифам в 2–2,5 раза выше рыночных для того, чтобы окупить затраты на реконструкцию действующих, либо сооружение новых электростанций в срок хотя бы 15–18 лет, т. е. не более половины расчетного периода эксплуатации нового оборудования (обычно для крупных электростанций – это 30–40 лет). В противном случае – без ДПМ срок окупаемости атомных и газовых электростанций составляет около 50 лет, угольных – до 40 лет [20]. Другими словами, эксплуатация данных объектов является убыточной.
Бюджетное дотирование используется не только для производства электроэнергии. Огромное количество отопительных котельных в нашей стране также существуют только при условии бюджетных доплат. Энергетика теперь в РФ не создает бюджетные отчисления, как другие производящие отрасли, а является дотируемой из бюджета наряду с образованием, культурой, медициной, обороной и т. п. Если одна из определяющих отраслей производства требует бюджетных дотаций, это может иметь самые отрицательные последствия для экономики нашего государства. Необходимо принятие незамедлительных мер для исправления данной ситуации. Но это может быть сделано только на базе разработки новых инновационных технических решений, которые должны быть использованы в энергетике нашей страны. При этом, учитывая традиции отечественной науки, это должны быть технические решения, которые обеспечат нам возможность занять главенствующие позиции в определённых секторах мирового рынка энергетических технологий.
В настоящее время происходит некоторая переоценка ценностей. Еще недавно считалось, что все основные задачи энергетического обеспечения могут быть решены с использованием централизованных систем энергоснабжения. Сегодня, применительно к условиям нашей страны, создание распределённых энергетических систем оказывается более выгодным с экономической точки зрения по сравнению с системами централизованного энергоснабжения [7–9]. Причиной этого является большая разница в тарифах, по которым энергорынок платит за энергию генерирующим компаниям, и тарифам, по которым производится отпуск электроэнергии потребителям. Так, эквивалентный одноставочный тариф для платы за электроэнергию станциям лежит в диапазоне 1,5–2 руб./кВт·ч, а для реализации потребителям – в диапазоне 6–10 руб./кВт·ч. Поэтому предприятия, в себестоимости продукции которых затраты на электроэнергию составляют значительную величину, стремятся использовать собственные источники электроэнергии. Получаемая при этом электроэнергия с себестоимостью 1–3 руб./кВт·ч достаточно быстро окупает все затраты на создание собственных автономных электростанций. Сроки окупаемости инвестиций в автономные энергоисточники оказываются ниже, а доходность выше, чем при сооружении традиционных электростанций большой мощности. Удельные капитальные вложения в создание автономных энергоисточников имеют, как правило, аналогичные или даже меньшие значения.
Необходимым условием перехода к новой системе энергетического обеспечения, которая должна быть экономически оправданной, является разработка технологий глубокой переработки всей гаммы природных и вторичных энергоресурсов.
Областью, в которой мы можем рассчитывать на приоритетные позиции, является биоэнергетика. Биоэнергетика может являться приоритетным направлением развития распределенной и возобновляемой энергетики для нашей страны, поскольку на территории РФ сосредоточено около 1/4 имеющихся в мире ресурсов древесины и около 45% мировых запасов торфа. По существующим оценкам только ежегодный прирост торфа в нашей стране оценивается в 260–280 млн т, но лишь 1,1–1,2% от этого количества добывается и используется. Ресурсы торфа в России превышают суммарные запасы нефти и газа и уступают только запасам каменного угля. Имеющиеся в огромных количествах повсеместно отходы биомассы в лесопереработке, в деревообработке, в сельхозпереработке, в пищевой промышленности, в жилищно-­коммунальном хозяйстве, а также отходы жизнедеятельности в животноводстве и птицеводстве, отходы очистных сооружений позволяют эффективно решать вопросы создания новых энергетических биотехнологий, когда роль биомассы, как нетрадиционного возобновляемого источника энергии, становится определяющей [7, 8]. Принципиально важным является создание таких технологий, которые не просто увеличивают масштаб и вид новых энергоресурсов на основе биомассы, но и способствуют не их утилизации за счет сжигания, а вовлечение в новый энергетический цикл с выходом на конечный потребительский продукт энергетического, энергохимического и промышленно-­бытового назначения.
Высокая эффективность биомассы как ВИЭ, может быть обеспечена использованием новых отечественных разработок и изобретений, созданных в Объединенном институте высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН). Из наиболее эффективных разработок можно рекомендовать к широкому использованию следующие.

1. Двухстадийная термическая конверсия биомассы (ДТКБ) в синтез-газ

Получение синтез-газа в промышленных масштабах по технологии ДТКБ предлагается реализовать с использованием схемы с двумя последовательно включенными реакторами – пиролиза и крекинга [8, 12].
Сегодня по технологии ДТКБ возможно организовать крупномасштабное производство синтез-газа на базе существующего серийного технологического оборудования с некоторой его доработкой. А использование синтез-газа в качестве топлива на биоэлектростанциях (БиоТЭС и БиоТЭЦ) дает возможность когенерационного получения дешевой электрической и тепловой энергии. Это, в свою очередь, позволяет обеспечить прибыльность самих энергетических установок на биомассе и размеры отчислений от их эксплуатационных прибылей в бюджеты всех рангов.
Высокоэффективной сферой применения рассматриваемых технологий является их использование различными предприятиями и организациями для обеспечения собственного энергопотребления [8].

Экономически эффективной областью применения рассматриваемых систем с ВИЭ, в т. ч. с ТЭС на биомассе, является также замещение дизельных электростанций (ДЭС) в удаленных изолированных районах [13]. Мощность и годовая выработка электроэнергии автономными энергоузлами на базе ДЭС на удаленных территориях оценивается в объемах [20] 1733,3 МВт и 7,85 млрд кВт·ч соответственно.
Продажа электроэнергии потребителям производится по утвержденным тарифам. Все превышения этого тарифа из-за высокой себестоимости электроэнергии на ДЭС, дотируются из бюджетов всех рангов – государственного, территориального и местного. Общая сумма дотаций для содержания ДЭС на удаленных территориях составляет, по ориентировочной оценке, 500 млрд руб./год [20].
Замещение рассматриваемых ДЭС на системы с использованием ВИЭ является решением проблемы исключения планируемых бюджетных дотаций на эксплуатацию этих ДЭС. Использование ВИЭ позволит не только исключить бюджетные дотации, но даже обеспечит возможность пополнять бюджеты всех рангов.
Расчетные суммарные инвестиции в замену всех ДЭС на удаленных территориях России составят не более 200 млн руб. [20]. Если использовать объемы инвестиций из бюджетов по 50–60 млрд руб./год, то период полной замены рассматриваемых ДЭС в РФ составит 3–4 года. При этом будет получен более чем двукратный бюджетный доход.

2. Использование синтез-газа в системах накопления электрической энергии

Прогнозируемое использование больших объемов ВИЭ в энергетике потребует решения задач создания эффективных и недорогих систем накопления электроэнергии (СНЭ) большой емкости. Получающие широкое распространение системы водородного аккумулирования позволяют хорошо решать техническую сторону этой проблемы. Однако, финансово-­коммерческая эффективность этих систем является неудовлетворительной из-за высокой стоимости водорода. Высокая стоимость водорода определяется существующими основными способами его производства из ископаемых углеводородных топлив [16].
Само использование ископаемых топлив противоречит основной концепции энергоперехода к использованию ВИЭ [6], решениям Парижского соглашения 2015 г. [3], а также практическому исчерпанию их легко добываемых запасов в недалеком будущем.
Получаемый по технологии ДТКБ синтез-газ предлагается в качестве альтернативы водороду в устройствах СНЭ. Синтез-газ, помимо всех присущих ему полезных свой­ств, также имеет, в противовес водороду, следующие существенные преимущества:
– значительно более низкая себестоимость;
– бόльшая удельная теплотворная способность на единицу объема;
– обеспечение, за счет полного исключения детонационных явлений в газовых двигателях, более надежной работы и увеличение срока службы газопоршневых установок.
В соответствии с этим применение синтез-газа позволяет создавать весьма эффективные СНЭ принципиально любой требуемой емкости.

3. Новая технология получения пироуглерода

Пиролитический углерод (сокращенно «пироуглерод») – это углерод-­углеродный материал с высокой плотностью упаковки атомов углерода. Наиболее востребованная область его применения – использование в качестве раскислителя при производстве высоколегированных сталей взамен применяемого для этих целей металлургического кокса, получаемого из дорогих коксующихся углей.
Суть предложенной технологии производства пироуглерода заключается в получении из биомассы древесного угля (биоугля) и заполнения его пор углеродом, входящим в состав попутных нефтяных газов (ПНГ) или природного газа малорентабельных (низкодебитных и/или низконапорных) газовых месторождений [18–20]. Новая технология позволяет одновременно с пироуглеродом получать водород. При этом высокая отпускная цена пироуглерода окупает значительную часть стоимости получаемого водорода.
По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ значительная часть ПНГ, не находящая эффективного применения, сжигается в факелах. По оценкам 2022 г. объем сжигаемого ПНГ составляет ежегодно до 20 млрд м3 [24]. В факелах газ сгорает не полностью, и в атмосферу выделяется метан, который является гораздо более активным парниковым газом, чем СО2. Поэтому рациональное использование ПНГ не только в экономическом, но и в экологическом аспектах становится важной народно-­хозяйственной задачей.
В соответствии с результатами исследований [15, 18] установлено, что количество пироуглерода, которое может быть получено из сжигаемых объемов ПНГ, составляет 15 млн т/год. Это позволяет покрыть и все внутренние нужды, и все экспортные потребности в пироуглероде [14, 15].
Количество водорода, которое можно получить попутно при производстве пироуглерода на базе ПНГ, составляет, по данным проведенных оценок, 3,57 млн т/год или, в объемном исчислении – 40 млрд нм3/год [20]. Из этого водорода можно получить электроэнергию в количестве 71,8 млрд кВт·ч/год. При этом общая мощность всех энергоустановок, вырабатывающих электроэнергию за счет попутного водорода, может составить 15,9 ГВт [20]. Такая мощность водородных электростанций составит долю общей мощности (247,6 ГВт [17]) всех электростанций ЕЭС: 15,9 / 247,6 = 0,064 ≡ 6,4%. Мощность электростанций на водороде с учетом дополнительного использования малорентабельных месторождений природного газа может составить 10–12%. А такая доля мощности, как показано в работах [7, 8], позволяет уже обеспечить надежное резервирование вырабатываемой электроэнергии даже в случае полной замены на ВИЭ всех ТЭС и АЭС.
Получаемое за счет использования ПНГ количество водорода – 3,57 млн т/год – позволяет решить все планируемые в РФ задачи водородной энергетики, включая возможные поставки водорода на экспорт [6, 16].
Отметим также высокую финансово-­коммерческую эффективность самого энергокомплекса по производству пироуглерода с получением попутного дешевого водорода. В качестве примера рассмотрим основные параметры энергокомплекса производительностью 1 т/ч пироуглерода, предназначенного для замены каменноугольного кокса в производстве высококачественных сталей (см. таблицу 1).

Приведенные в таблице 1 данные свидетельствуют о сверхвысокой эффективности сооружения рассматриваемого энергокомплекса.
Если смотреть с точки зрения общегосударственного бюджетного баланса, то, при количестве сооружаемых подобных энергокомплексов порядка 1000 и более может быть обеспечен доход на уровне планируемого дефицита госбюджета на ближайшие годы [19]. А поскольку спрос на пироуглерод и водород в различных областях экономики Российской Федерации весьма велик, создание рассматриваемых энергокомплексов представляется привлекательным для инвесторов с различными возможностями.
Поскольку внутренние цены на металлургический кокс в РФ лежат в диапазоне 15–30 тыс. руб./т (167–333 долл. за тонну), то при отпускной цене 10 тыс. руб./т пироуглерода, замещающего кокс, имеются удовлетворительные условия для такого замещения: себестоимость получаемого пироуглерода составляет 2,43 тыс. руб./т (27 долл./т) – в 4 раза ниже его отпускной цены (см. таблицу 1). При необходимости организации более выгодных конкурентных условий, отпускная цена на пироуглерод может быть снижена до 6–8 тыс. руб./т, конечно, с некоторой потерей значений критериев финансово-­коммерческой эффективности инвестиций.
При организации поставок пироуглерода на экспорт можно рассчитывать даже на получение сверхприбылей, поскольку цены на органические виды топлива за рубежом – в странах ЕС, в Японии, в Китае гораздо выше российских (см. таблицу 2) [19, 20].

В странах ЕС сегодняшние цены на пироуглерод с содержанием чистого углерода не менее 99% лежат в диапазоне 600–1000 долл./т, в Китае – 400–800 долл./т [28]. Поскольку себестоимость производства пироуглерода в РФ составит 2,43 тыс. руб./т (27 долл./т), то отпускные цены можно применять на порядок выше. Но при расчете экспортных цен необходимо учитывать транспортные и заготовительно-­складские расходы, которые могут составлять в сумме до 150 долл./т продукта [23].
Возможна также продажа за границу нашей технологии производства пироуглерода и водорода. Эффективность инвестиций в сооружение энергокомплекса по такой технологии будет определяться выбором площадки строительства и экономическим окружением проекта. Но, в любом случае, эффективность ожидается положительная со сроками возврата затрат не более 7–10 лет.

4. Использование оптимальных сочетаний ВИЭ при создании новых систем энергоснабжения

Возможность оптимизировать сочетания различных ВИЭ позволяет уменьшить потребности в резервных мощностях системы гарантированного энергоснабжения потребителей и минимизировать требуемую емкость устройств аккумулирования электрической энергии [19]. В качестве примера рассмотрим разработанное совместно с институтом «Ростовтеплоэлектропроект» (Ростов-на-­Дону) технико-­коммерческое предложение по созданию системы энергоснабжения крупных насосных станций Шахтинско-­Донского водовода (ШДВ) в Усть-­Донецком районе Ростовской области с использованием ВИЭ. Для энергоснабжения ШДВ предложено использование солнечно-­ветряной электростанции с аккумулированием на синтез-газе. Солнечная часть энергокомплекса установленной мощностью 15,6 МВт включает фотоэлектрические модули суммарной площадью 120 тыс. м2. Ветроэлектрическая часть суммарной установленной мощностью 15,8 МВт содержит 5 ветроагрегатов мощностью по 3,15 МВт. Балансирующие мощности в объеме 2,6 МВт предусматривают использование ТЭС на отходах биомассы (БиоТЭС). Малое значение резервных мощностей – всего 7,6% от установленной мощности энергокомплекса – обеспечено соответствующим выбором солнечной, ветряной и балансирующей биоэнергетической составляющих, взаимно дополняющих друг друга, как показано на рис. 3.

Предложенный энергокомплекс обеспечивает достаточно высокую эффективность: срок окупаемости кап. вложений составляет 4,6 года, дисконтированный срок возврата инвестиций – 7,5 лет, внутренняя норма доходности – около 18%. В рассматриваемом примере в составе энергокомплекса используют солнечную электростанцию (СЭС), ветроэлектрическую станцию (ВЭС) и электростанцию на биомассе (БиоТЭС) – сочетание СЭС+ВЭС+БиоТЭС. В зависимости от наличия определенных потенциалов ВИЭ на конкретных территориях, могут быть использованы и другие сочетания электростанций на базе ВИЭ: СЭС+МиниГЭС+БиоТЭС, ВЭС+МиниГЭС+БиоТЭС, СЭС+ГеоТЭС (геотермальная электростанция), ВЭС+ГеоТЭС, СЭС+ВЭС+ГеоТЭС, СЭС+ВЭС+ПЭС (приливная электростанция) и др.

5. Улучшение свойств твердого топлива из биомассы на основе торрефикации

Торрефикация – низкотемпературный пиролиз биомассы, позволяющей придать ей свой­ства устойчивости к воздействию окружающей среды – повышенной влажности воздуха, осадков. При этом также происходит повышение теплотворной способности биомассы на 25–35% и ее насыпного веса, улучшающее свой­ства биотоплива, условия транспортировки и хранения. По своим характеристикам торрефицированное биотопливо приближается к свой­ствам каменного угля, а по некоторым параметрам, например зольности, превосходит ископаемое топливо. Торрефикат можно сжигать вместе с углем или даже заменив последний [30, 31].
Известные зарубежные разработки технологии торрефикации биомассы отличаются повышенным энергопотреблением, приводящим к убыточности использования торрефиката на биоэнергоустановках.
Технология торрефикации ОИВТ РАН, отличающаяся использованием управляемого экзотермического эффекта, позволяет увеличить энергетическую эффективность процесса в 5–6 раз [32]. При этом обеспечивается и достаточно высокая финансово-­коммерческая эффективность производства торрефицированного биотоплива.
Сегодня в Российской Федерации рынок твердого топлива из биомассы (древесные и торфяные пеллеты, брикеты, гранулы и т. п.) развит слабо. Основная масса производимого твердого биотоплива отправляется на экспорт. До 2022 г. основным направлением экспорта были страны ЕС и Турция [33]. С 2022 г. в связи с западными санкциями основной экспорт перенаправлен в Южную Корею [34].
Общий годовой объем пеллет, производимых в России в период с 2017 по 2021 гг., возрос с 1,3 млн т до 2,4 млн т [35]. В 2022 г. объем производства пеллет снизился до 2,1 млн т. Из них более 90% – экспортные поставки. Цены пеллет на внутреннем энергорынке России за этот период выросли с 5,1 тыс. руб./т (57 долл. /т) до 8,1 тыс. руб./т (90 долл. /т). Экспортные цены на пеллеты в 2020–2023 гг. составили 10,5–14,5 тыс. руб./т. Себестоимость производства торрефикацированных пеллет по оценке ОИВТ РАН лежит в диапазоне 3–4 тыс. руб./т.
Поставка торрефикацированных пеллет ни на внутренних, ни на международных рынках не осуществляется. Введение стадии торрефикации по новой экономичной технологии приведет к увеличению стоимости пеллет на 20–30%, но с избытком окупится улучшением свой­ств пеллет и увеличением их отпускной стоимости не менее чем на 25–35%.
В соответствии с изложенным организация торрефикации пеллет при их реализации как на российском, так и на международных рынках даст значительный экономический эффект в десятки миллиардов руб­лей в год.
В России сегодня отмечается отставание темпов роста систем с использованием ВИЭ от их внедрения в мире. Но дело даже не в количественных параметрах развития ВИЭ, а в учете особенностей их применения в России наряду с другими природными ресурсами. Биоресурсы являются достойным конкурентом угля в энергетике в силу их более высокой экологической эффективности. Поэтому нужна четкая государственная научно-­техническая программа (ГНТП) с определением зон размещения, видов и очередности внедрения всей гаммы природных и воспроизводимых энергоресурсов на территориях РФ, сроков исполнения и источников финансирования. Такая ГНТП должна быть увязана с общими планами развития экономики и энергетики на всех территориях и возможностями отрасли энергомашиностроения по освоению новых видов продукции для развития ВИЭ.
В ГНТП также должны быть определены и утверждены планы по замене экспортируемых сейчас первичных энергоносителей – ископаемых углеводородов (уголь, нефть, газ) на более квалифицированную и более прибыльную энергетическую продукцию на основе разрабатываемых передовых национальных проектов. И энергетика в целом должна стать в Российской Федерации одним из основных источников пополнения государственного бюджета, как это имело место в СССР.

Выводы

В соответствии с изложенным можно сделать следующие основные выводы:

1. В Российской Федерации имеются возможности к середине XXI столетия успешно реализовать энергопереход к преимущественному использованию собственных природных и воспроизводимых энергоресурсов с учетом основных концепций, предложенных в настоящей работе.
2. На первой стадии внедрения ВИЭ наиболее эффективным станет создание энергогенерирующих мощностей для обеспечения собственных нужд предприятий, а также для замещения действующих дизельных электростанций в территориально удаленных районах, не имеющих централизованного энергоснабжения.
3. Целесообразно подготовить и утвердить государственную научно-­техническую программу проведения энергоперехода в Российской Федерации. Научным руководителем разработки этой программы может быть Объединенный институт высоких температур РАН, а в качестве ответственных разработчиков целесообразно привлечь территориальные институты «Энергосетьпроект», владеющие информацией по существующему размещению энергогенерирующих объектов и перспективам их сооружения и реконструкции на плановый период до 2035 г. и прогнозируемый период до 2050 г., а также местные квалифицированные организации перспективного планирования и управления в области энергетики и экономики.
4. Следует отметить значительный народно-­хозяйственный эффект, который может дать рациональное использование биопродукции и отходов биомассы с применением инновационных технических решений, предложенных ОИВТ РАН. Практическая реализация предлагаемых инновационных технологий может дать не только значимый экономический эффект, но и существенно расширить гамму используемых в энергетике продуктов, которые могут найти применение как в стране, так и при экспорте переработанной биомассы. Это могут быть синтез-газ и создаваемые на его основе БиоТЭС или вырабатываемая ими энергия, пироуглерод и получаемый попутно с ним водород, торрефицированное твердое топливо из биомассы, включая торф, установки комбинированной выработки энергии с ВИЭ, оснащенные системами резервирования и накопителями энергии на биомассе, а также жидкие биотоплива (биобензин, биометанол, биоэтанол и т. п.), получаемые из синтез-газа.
   Возможность использования не самой биомассы, а практически бесплатных и повсеместно распространенных в РФ ее отходов, утилизация которых является сама по себе важнейшей народнохозяйственной задачей, определяет высокую конкурентоспособность рассматриваемых модификаций продуктов и технологий их получения, а также высокие значения присущих им критериев финансово-­коммерческой эффективности и возможностей значительного пополнения бюджетов всех рангов в РФ взамен продажи за рубеж ископаемых топлив (уголь, нефть, природный газ), увеличения ВВП и национального дохода страны, существенного реального роста национальной экономики России в целом.