Министерство Энергетики

Возможности биоэнергоперехода в России

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

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

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

Термин «энергетический переход» (Energy Transition) был предложен Вацлавом Смилом [1] для описания перехода к новой схеме построения энергетических систем. Текущий энергопереход – уже четвёртое преобразование структуры мировой энергетики. Первые три энергоперехода – от дров к углю, от угля к нефти и от нефти к природному газу – можно считать практически завершенными к началу 21 века.
Основная идея четвертого энергоперехода – рост благосостояния без угля, нефти и урана – была сформулирована ещё в 1980 году Институтом прикладной экологии Германии и получила признание после крупных аварий на АЭС. В соответствии с решениями Парижской конференции 2015 года по климату [2], перед мировым сообществом поставлена цель: ограничить рост температуры на планете к 2050 году в пределах 2 °C. Считается, что для этого необходимо к 2050 г. использовать не более 10 % от имеющихся запасов углеводородных топлив. Это означает, что примерно 80 % мировых запасов угля, 50 % природного газа и 30 % нефти должны будут остаться неиспользованными. Разумно ли нам отказываться от такого природного богатства?
Многие страны, в том числе и Россия, ратифицировали решения Парижской конференции и приняли на себя обязательства по сокращению выбросов в атмосферу парниковых газов и перехода на безуглеродную энергетику.
Безотносительно к возможным причинам климатических изменений очевидно, что переход к безуглеродному развитию имеет необратимый характер, и нашей стране необходимо надлежащим образом скорректировать направления развития таким образом, чтобы планируемые изменения оказались бы выгодными для нашей экономики.
Основной причиной отказа от использования ископаемых топлив в решении Парижской конференции рассматривается изменение климата. Потепление объясняют увеличением содержания двуокиси углерода в атмосфере. В тоже время, в определенных научных кругах считается, что наблюдаемое повышение средних температур является временным и закончится в ближайшие годы, после чего снова начнется снижение среднего уровня температуры на Земле. Резкие изменения температур на Земле уже происходили ранее. Напомним, что одной из причин недовольства русского народа правлением Бориса Годунова явилось то, что в июле 1601 г. Москва-река замерзла, урожая практически не было, в стране был голод.
Вместе с тем, безотносительно к действительным причинам происходящих температурных изменений, очевидным является необходимость разработки и реализации мероприятий по минимизации антропогенного воздействия деятельности человека на природное равновесие. В первую очередь это касается переработки того огромного количества отходов, которое образуется в результате человеческой деятельности.
Оптимальным направлением переработки отходов является их энергетическая утилизация. В этом плане отходы должны рассматриваться как местные топливно-­энергетические ресурсы. Распределенное производство энергии, которое базируется, преимущественно, на использовании ВИЭ и местных топливно-­энергетических ресурсов, с экономической точки зрения является более выгодным по отношению к традиционной энергетике на базе ископаемых топлив [3].
В определённой степени использование разных видов топлива в энергетике идет по кругу. Первоначально основным сырьем для нее были твердые углеродсодержащие материалы (древесина, потом уголь), затем приоритетным стало использование нефти, на смену ей пришел природный газ. Теперь мы снова возвращаемся к использованию биомассы. При использовании биомассы в виде топлива природный баланс СО2 не изменяется. Растения поглощают двуокись углерода в период роста, и то же самое количество этого газа выделяется в процессе переработки биомассы и естественной ее убыли (гниения). Дисбаланс СО2 наступает тогда, когда на поверхность Земли извлекаются углеродные материалы, которые изначально были расположены в толще земли, и механизмы нейтрализации оксидов углерода, которые образуются при их использовании, в природе отсутствуют.
Россия, как известно, лидер по запасам ископаемых топлив: угля, нефти и природного газа. В то же время, на ее территории сосредоточено 45–50 % мировых запасов торфа и около 25 % древесины, сотни миллионов тонн древесных и сельскохозяйственных отходов, а также отходов жизнедеятельности различных видов, образующихся ежегодно. Все это является значительной ресурсной базой для углерод-­нейтральной энергетики.
Стремительному развитию возобновляемой энергетики в мире способствует снижение удельных капитальных затрат на использование ВИЭ. В частности, при сооружении ветроэлектрических станций (ВЭС) – на 40–60 % за последние 4–5 лет. Снижаются затраты и на внедрение других видов ВИЭ.
Высокодоходной нишей для сооружения быстроокупаемых генерирующих объектов на основе ВИЭ, является их использование для покрытия собственного энергопотребления различных предприятий и организаций. Получаемые выгоды определяются использованием электроэнергии от собственных энергоустановок по себестоимости – не более 2–2,5 руб./кВт·ч, вместо энергии из сети по цене 6–10 руб./кВт·ч. При этом окупаемость инвестиций в создание собственных энергоустановок и электростанций, как показывает имеющийся опыт, не превышает 4–8 лет.
Другой экономически оправданной областью применения ВИЭ является замещение дизельных электростанций (ДЭС) в удаленных изолированных районах, не обеспеченных централизованным энергоснабжением. Такие районы с населением более 20 млн человек составляют до 60–70 % территории Российской Федерации. Это северные территории, Приморье, горные районы Алтая, Дагестана, Северо-­Кавказских республик, удаленные территории в центре европейской части РФ и т. п. Себестоимость электроэнергии в этих районах, в связи с дорогостоящим дизельным топливом и большими логистическими затратами на его доставку, составляет 30–80 руб./кВт·ч, а в отдельных местностях доходит и до 100–140 руб./кВт·ч. Здесь использование ВИЭ, а также энергоисточников на местных топливно-­энергетических ресурсах, является наиболее выгодным.
По данным Агентства по прогнозированию балансов в энергетике (АПБЭ) общая мощность дизельных и газопоршневых электростанций в РФ составляет порядка 17 ГВт [5]. Ориентировочно 70 % из них – ДЭС, т. е. суммарную мощность ДЭС в России можно считать равной ΣNдэс = 0,7 × 17 = 11,9 ГВт = 11,9 млн кВт. Общая годовая выработка электроэнергии этими ДЭС равна:
Wдэс = Киум × ΣNдэс × tгод, (1)
где Киум – коэффициент использования установленной мощности;
tгод – годовой фонд времени, ч/год.
Полагая Киум = 0,6 и tгод = 24 × 365 = 8760 ч/год, согласно выражению (1) находим:
Wдэс = 0,6 × 11,9 × 106 × 8760 = 62,55 × 109 кВт·ч = 72,97 млрд кВт·ч/год.
Общая сумма дотаций для ДЭС из бюджетов всех рангов может быть рассчитана по формуле:
D = Wдэс (Сдэс – Тэл), (2)
где Сдэс – себестоимость производства электроэнергии на ДЭС, руб./кВт·ч;
Тэл – установленный тариф на электроэнергию по действующей сетке в этих районах, руб./кВт·ч.
Принимая средневзвешенное для изолированных ДЭС значение себестоимости электроэнергии Сдэс = 55 руб./кВт·ч и типовое для этих районов значение на 01.07.2021 – Тэл = 5,92 руб./кВт·ч, в соответствии с выражением (2), находим: D = 62,55 × 109 × (55,00–5,92) = 3,07 × 1012 руб./год, т. е. бюджетные расходы на дотации для ДЭС составляют более трех триллионов руб­лей ежегодно, что сопоставимо с уровнем валового внутреннего продукта (ВВП) РФ, составившего в 2020 году около 108 триллионов руб.
Замена ДЭС на системы с использованием ВИЭ: солнечной, ветровой, гидроэнергии малых рек и ручьев, геотермальной энергии, энергии биомассы и т. п., является решением данной проблемы. Себестоимость получаемой электроэнергии на генерирующих объектах с ВИЭ в настоящее время в 2–4 раза ниже тарифов в территориальных энергосистемах. Поэтому, мало того, что использование ВИЭ позволит исключить бюджетные дотации, это, даже наоборот, дает возможность пополнить бюджеты всех рангов.

Добыча торфа
Источник: vschlichting / Depositphotos.com

Удельные расходы на сооружение основных объектов возобновляемой энергетики – СЭС и ВЭС – в настоящее время не превышают kуд = 130 млн руб./МВт. Для замены всех действующих ДЭС в РФ потребуется сумма инвестиций (капитальных вложений), равная: К = kуд × ΣNдэс = 130 млн руб./МВт × 11900 МВт = 1 547 000 млн руб. = 1,55 трлн руб. (4). Эта сумма меньше, чем годовой объем бюджетных дотаций, выделяемых в настоящее время для обеспечения функционирования ДЭС. Поскольку проектирование и строительство СЭС и ВЭС имеют значительно более короткие циклы, чем в традиционной энергетике, эти затраты будут быстро окупаться и приносить значительные прибыли.
По оценкам ОИВТ РАН, годовые объемы требуемых для этой программы инвестиций из бюджетов составят 300–500 млрд руб., что позволит получить значительный экономический эффект: на один инвестируемый руб­ль будет получен четырех-­пятикратный бюджетный доход.
В существующих условиях модернизация российских ТЭС на базе традиционных технологий, как запланировано в Энергетической стратегии России до 2035 года [6] с заменой турбин и котлов, отработавших свой ресурс, на новые, пусть даже с несколько лучшими параметрами, приведет только к еще большему отставанию нашей энергетики от мирового уровня. Устанавливая сегодня новое паротурбинное и газотурбинное оборудование взамен изношенного, мы обрекаем себя на использование устаревающих энергетических технологий еще, как минимум, на 40 лет – на период, равный сроку службы этого оборудования. И, если еще всего 3–4 года назад эти вопросы не стояли так остро, то теперь уже недопустима потеря времени без внедрения новых технологий на основе ВИЭ.
В настоящее время [7], ВЭС и СЭС обеспечивают наибольший индекс доходности, и наивысшую рентабельность инвестиций. Именно поэтому многие энергетические компании пришли к выводу, что нет уже смысла, по экономическим соображениям, вести строительство АЭС и ТЭС, и предпочтение отдают технологиям на базе ВИЭ. Знаменательным можно считать, что такая мировая компания как Siemens сегодня уже сокращает производство своих высокоэффективных газовых турбин из-за значительного снижения спроса на них.
В мировом масштабе ВИЭ на сегодняшний день обеспечивают уже 26 % общего производства электроэнергии [8]. В настоящее время использование ВИЭ обеспечивает достижение «сетевого паритета» – полноценной экономической конкуренции возобновляемой энергетики с традиционной.
Сегодня удельные капитальные вложения, и себестоимость получения энергии от солнца и ветра стали в разы меньше, чем для ТЭС и АЭС [7]. Себестоимость электроэнергии зарубежных ветроэлектрических станций лежит в диапазоне 11–18 долл./МВт·ч, солнечных – 23–27 долл./МВт·ч. На традиционных зарубежных ТЭС и АЭС себестоимость электроэнергии – 40–100 долл./МВт·ч.
Электрогенерирующие системы на основе энергии ветра и солнца отличаются низкими плотностями и существенной неравномерностью энергетических потоков, испытывающих значительные суточные и сезонные, а также случайные колебания. В составе таких установок должны быть системы резервирования и системы накопления энергии (СНЭ) [9].
В мировой практике вопросы резервирования систем с ВИЭ решаются в настоящее время либо за счет подпитки от существующих энергосистем, либо за счет создания дублирующих источников. В России при существующих больших расстояниях между региональными энергосистемами на сегодняшний день не представляется возможным обеспечить резервирование сетью. Для создания дублирующих источников энергии оказывается целесообразным использование местных источников топлива, какими являются твердые бытовые отходы и биомасса.
Наша страна занимает лидирующее положение по запасам биомассы. К настоящему времени известны две технологии термической переработки биомассы с целью получения газового топлива: пиролиз и газификация. Несмотря на то, что основные принципы этих процессов известны уже более 150 лет, за это время проведен значительный объем исследований по их оптимизации, широкого промышленного использования эти технологии не получили.
При пиролизе (нагреве перерабатываемого материала без доступа окислителя) возможно получение энергетического газа (синтез-газа) с теплотворной способностью до 5000 ккал/м3. Побочными продуктами пиролиза являются твёрдая и жидкая фазы. Теплота сгорания получаемой газообразной фазы не превышает 25 % от энергии, аккумулированной в перерабатываемой биомассе. Оставшаяся энергия распределяется между жидкой и твердой фазами. Разделение получаемых в процессе пиролиза продуктов, необходимое для их эффективного использования в энергетических установках, требует значительных затрат.
При газификация теплотворная способность получаемого газа не превышает 1300 ккал/м3, адиабатная температура горения – 1400 °C. Содержание горючих компонентов в получаемом газе, как правило, не более 45 %, остальное – азот и двуокись углерода. Использование газа с низкой теплотворной способностью в современных энергетических агрегатах, рассчитанных на высокие тепловые нагрузки, неэффективно. Газ, получаемый в процессах газификации, также содержит жидкую фазу, что создает определённые трудности при его использовании в электропроизводящем оборудовании.
В качестве основного решения проблемы получения кондиционного газа из биомассы рассматриваются процессы очистки газов, получаемых при пиролизе и газификации от жидкой фракции (высокомолекулярных соединений). Это достаточно сложная задача, требующая больших затрат.

Технология термической конверсии биомассы ОИВТ РАН

Эффективная технология конверсии биомассы разработана в ОИВТ РАН – Объединенном институте высоких температур РАН. Сущность этой технологии заключается в проведении на первой стадии процесса пиролиза биомассы с получением биоугля и парогазовой смеси летучих продуктов и последующей пиролитической конверсии, на второй стадии при температуре порядка 1000 °C. При пребывании в зоне высоких температур происходит термическое разложение конденсирующихся фракций с образованием водорода и углерода. Водяной пар и диоксид углерода, содержащиеся в летучих, газифицируют образующийся биоуголь с образованием монооксида углерода и водорода [10].
Основными компонентами синтез-газа являются CO и H2. Их суммарная объёмная доля для большинства видов биомассы составляет не менее 90 %, причём соотношение объёмных долей H2/CO может варьироваться в достаточно широком диапазоне значений (1–2,2) в зависимости от вида сырья, его предварительной подготовки, а также режима переработки. Для целевого применения желательно иметь возможность получения синтез-газа с заданным соотношением объёмных долей H2/CO. Например, для каталитического синтеза бензиновой фракции оптимальным соотношением является величина, близкая к двум, а для выделения водорода в чистом виде предпочтительна максимальная объёмная доля H2 в синтез-газе. Отсутствие балластных газов обуславливает сравнительно высокую удельную теплоту сгорания синтез-газа – на уровне 9–15 МДж/м3 и делает возможным его применение не только в газопоршневых электроагрегатах, но и в микротурбинных электрогенераторах.
Одним из важнейших показателей, характеризующих качество синтез-газа, является количественное содержание смол. Согласно существующим нормам, для использования синтез-газа в двигателях внутреннего сгорания удельное содержание смол в синтез-газе должно быть более 50 мг/м3 [12]. В энергетическом газе, получаемом по технологии ОИВТ РАН, содержание жидкой фазы на уровне 40 мг/м3 [12].
Вышеперечисленные достоинства получаемого синтез-газа обеспечивают большой потенциал для его применения, в том числе использование в качестве топлива в двигателях внутреннего сгорания с целью когенерационной выработки тепловой и электрической энергии [13], использование в качестве сырья для получения «зелёного» водорода, а также использование в качестве сырья для каталитического синтеза ценных жидких химических продуктов: метанола, диметилового эфира, ароматических углеводородов, марочного бензина и дизельного топлива [14, 15].
Экспериментальные исследования процесса двухстадийной пиролитической переработки проводились на лабораторном стенде, схема и подробное описание работы которого приведены в работе [16]. В таблице 1 приведены значения удельного выхода, компонентного состава и теплоты сгорания синтез-газа, полученного из различных видов биомассы [17].

Таблица 1

Из представленных данных видно, что большая часть биомассы растительного происхождения даёт близкие результаты как по удельному выходу, так и по составу синтез-газа, что делает процесс универсальным. Существенные отличия наблюдаются для таких видов биомассы, как осадки сточных вод, а также для некоторых видов коры деревьев, в частности осины и берёзы. Эффективность преобразования энергии биомассы в синтез-газ для исследованных видов биомассы лежит в диапазоне 0,65–0,78 и примерно в 3–3,5 раза превышает аналогичный показатель для пиролиза.
Синтез-газ с соотношением H2/CO порядка 2, в частности из остатков сточных вод, может быть использован для синтеза жидких топлив [14]. В ходе экспериментальной отработки процесса получения жидких топлив из сточных вод было показано, что при переработке 1 кг данного вида сырья с влажностью 3–5 % может быть получено 150–155 г бензина АИ 92.

Новая технология торрефикации биомассы

Одним из перспективных направлений энергетического перехода является широкое использование биотоплива, как в твердом виде, так и в виде авиационного биокеросина.
Получение твердого торрефицированного биотоплива из различных видов биомассы – это еще одна энергоэффективная технология, разработанная в ОИВТ РАН [18]. При нагреве биомассы в бескислородной среде до температуры 270–300 ℃ происходит частичная термическая деструкция основных компонентов органической части растительной биомассы (гемицеллюлоза, целлюлоза и лигнин). В результате образуется твердый углеродный остаток, который характеризуется удельной теплотой сгорания на 15–20 % выше, чем исходная биомасса, При этом он обладает гидрофобными свой­ствами. Это в значительной степени снижает затраты на транспортировку и хранение данного вида топлив.
Торрефикат – это топливо, которое обладает одновременно свой­ствами энергетических углей (имеется ввиду удельная теплота сгорания, низкие затраты энергии на размол) и исходной древесины (низкие зольность, содержание серы и тяжелых металлов). Торрефикат может быть использован в качестве топлива при совместном сжигании с углем, либо как самостоятельное топливо в существующих твердотопливных энергетических установках. Замещение ископаемого угля торрефикатом – это, помимо декарбонизации, еще и решение экологических проблем, связанных с утилизацией отходов.
Исследования по созданию промышленных методов торрефикации ведутся во многих научных центрах мира. Однако, до настоящего времени промышленной технологии торрефикации не создано. Причиной этому являются высокие затраты на получение торрефицированного топлива, которые не окупаются при его использовании в энергетических установках.
Пиролиз биомассы протекает как с поглощением, так и с выделением тепла. Причем, в температурном диапазоне 250–300 °C, характерном для процесса торрефикации, основной вклад дают экзотермические реакции, связанные с распадом гемицеллюлозы. Проведенные в ОИВТ РАН исследования позволили создать процесс торрефикации [19], в котором, за счет использования управляемой экзотермической реакции, удалось в несколько раз снизить энергозатраты на процесс торрефикации по сравнению с классической схемой.
Эффект экзотермического выделения тепла при нагреве биомассы известен давно и широко использовался в XVIII–XIX веках при получении древесного угля, в том числе для металлургического производства. Древесные поленья, помещенные в яму, поджигали и при достижении температуры порядка 300 °C засыпали землей. Дальнейшее повышение температуры в перерабатываемой древесине осуществлялось за счет экзотермического выделения тепла, при этом температура достигала 800–900 °C. Этот процесс получил название углежжение [20].
Процесс торрефикации происходит в более узком температурном диапазоне, чем углежжение, при этом необходимым является контроль температурного уровня, чтобы не допускать перехода в углежжение. При этом существенная нелинейность температурной зависимости экзотермической энергии затрудняет управление такой системой. Поэтому в мировой практике в реакторах торрефикации стараются не допускать возникновения экзотермического разогрева. В разрабатываемом в ОИВТ РАН процессе торрефикации, в отличии от существующих разработок, предусмотрено использование тепла, выделяемого при экзотермическом разогреве перерабатываемой биомассы.
Для демонстрации преимуществ технологии, разрабатываемой в ОИВТ РАН, на установке по торрефикации производительностью по перерабатываемой биомассе 120–150 кг/час были проведены эксперименты по «классической» схеме (с выдержкой при рабочей температуре в течении 30 минут) с подавлением экзотермической реакции (режим А) и торрефикация с частичным использованием экзотермического тепла (режим Б). В первом случае подавление экзотермической реакции потребовало увеличения скорости потока теплоносителя через слой обрабатываемого сырья. Во втором случае расход теплоносителя оставался постоянным в течении всего эксперимента, а удельная производительность оказалась более чем в 5 раз выше.
В таблице 2 представлены данные элементного анализа и теплоты сгорания торрефицированных пеллет, полученных в каждом из экспериментов, а также характеристики исходного сырья [21].

Таблица 2.
Аналитические характеристики полученного торрефиката для сухого состояния

Из данных таблицы 2 следует, что режим Б с управляемой экзотермической реакцией позволяет получить пеллеты по качеству практически идентичные «классическому» торрефикату (режим А) при значительно более высокой производительности.

Технико-­экономические оценки

Важнейшую роль в определении перспектив развития энергетики в России играет экономический фактор. Основной показатель эффективности для рассматриваемых технологий – себестоимость получаемой электроэнергии. В 2019 году себестоимость электроэнергии на традиционных источниках в РФ по данным «Сколково» составляла:
на угольных ТЭС – 2,4…4,59 руб./кВт·ч;
на газовых ПГУ – 3,27 руб./кВт·ч;
на газовых ГТУ – 4,25 руб./кВт·ч.
В настоящее время с учетом инфляции и эскалации цен эти цифры стали больше на 8–10 %. Они будут расти далее. Себестоимость же электроэнергии на российских солнечных и ветряных электростанциях не превышает 2,2–2,3 руб./кВт·ч [8], и она продолжает снижаться. Согласно выполненным расчётам, себестоимость электроэнергии, получаемой традиционным сжиганием на новых тепловых и атомных электростанциях или реконструируемых существующих, имеет сроки окупаемости, превышающие сроки службы основного их технологического оборудования или вовсе не имеет окупаемости. Поэтому в последние годы сооружение или реконструкция электростанций с приемлемой окупаемостью оказываются возможными только при наличии поддержки из государственного бюджета, осуществляемого по так называемым договорам предоставления мощности (ДПМ). В результате этого энергетика, которая ранее являлась одним их основных источников пополнения государственного бюджета, превратилась в дотационную отрасль экономики – наравне с образованием, медициной и т. п. Основной причиной этого является непомерный рост стоимости ископаемого топлива при существующих, уже доведенных до предела, тарифах на электрическую и тепловую энергию.
В мире идет интенсивный отказ от использования угольных ТЭС и АЭС, дающих дорогую электроэнергию и оказывающих значительное отрицательное влияние на природное равновесие. Результаты оценочных расчетов показывают, что в РФ уже в сегодняшних реалиях возможна высокая эффективность внедрения оптимизированных комбинированных систем генерации, использующих ВИЭ [4, 7]. При этом комбинированные системы на базе ВИЭ могут обеспечить минимальную потребность в резервных системах генерации с дорогими пока накопителями электроэнергии большой емкости, например, с использованием водорода. Большой эффект обеспечивает комбинация таких систем как СЭС, ВЭС и БиоТЭС: при использовании биомассы будут компенсироваться колебания производительности солнечных и ветровых электростанций при изменении метеорологических условий.
Помимо добровольных начинаний в сфере низкоуглеродного развития начинают появляться меры и принудительного характера. Экологический план EU Green Deal, представленный Еврокомиссией 14 июля 2021 г., предполагает снижение к 2030 году атмосферных выбросов на 55 % к уровню 1990 года за счёт введения трансграничного углеродного налога (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) на импорт в страны ЕС стали, цемента, алюминия, удобрений и электроэнергии. Это, как подсчитали в Минэкономразвития, обойдётся российским поставщикам в 1,1 евро млрд ежегодно. В дальнейшем углеродный налог может быть распространен и на другие группы товаров, в т. ч. на нефтепродукты, экспорт которых в ЕС в 2020 году составил более 60 % общего объёма (€ 60,1 млрд из €95,3 млрд). Для того, чтобы избежать катастрофических потерь бюджетных поступлений, связанных с уменьшением спроса на нефть и газ, а также с введением углеродных пошлин, необходимо безотлагательно определить направления развития российских низкоуглеродных технологий и начать активное финансирование разработок в данной сфере.
Вот здесь и появляется необходимость государственного регулирования в решении возникших проблем с разработкой целевых программ по оптимизации сопряжения возобновляемой и традиционной энергетики, разработками графиков замены отслуживших свои сроки генерирующих объектов на системы с ВИЭ и пр. До сих пор внедрение систем с ВИЭ производится в РФ, в основном, стихийно. Это привело в ряде случаев к снижению производительности, простоям энергоблоков и потерям прибыли в традиционной энергетике. В странах ЕС такая практика уже привела к потерям в энергосистемах в объеме около 20 трлн долларов [23].

Заключение

Реализация задач четвертого энергоперехода в России делает необходимым разработку и внедрение новых методов получения энергии, отвечающих требованиям перехода к низкоуглеродной энергетике. Это должны быть методы возобновляемой энергетики, к которым относятся и энергетические технологии использования биомассы. Если в области ВИЭ к настоящему времени накоплен значительных опыт, то применительно к топливному использованию биомассы необходима разработка новых эффективных технических решений. В данной статье приведено описание новых технологий получения из биомассы квалифицированных газовых и твердых топлив. Разрабатываемые технологии отработаны в ОИВТ РАН на крупномасштабных экспериментальных установках. Следующим этапом развития данных технологий должен быть переход к опытно-­промышленным испытаниям, в рамках которых будет разработана техническая документация, необходимая для организации промышленного производства установок данного назначения.
Данные установки будут пользоваться большим спросом за границей. Экспорт этой продукции позволит в определенной степени компенсировать потери бюджета нашей страны, связанные с сокращением потребления угля и нефти.