Текст книги "Биоэнергетика. Мир и Россия. Биогаз. Теория и практика. Монография"

В 2000 году мировой рынок биотоплив оценивался в сумме 866 миллионов $ США. И к 2013 году – 2.14 млрд. $ США.

Прогнозируется, что в следующем десятилетии около 18 млрд. $ будет инвестировано в:

1. Крупномасштабное производство электрической и тепловой энергии из биомассы – 13.9 млрд. $ или 78 %;

2. Производство биогаза 1.3 млрд. $ (7 %) (создание крупных централизованных заводов мощностью не менее 10 тысяч тонн перерабатываемого сырья и производству не менее 0.15 МВт тепловой, электрической энергии и топлива для двигателей).

3. Производство «лендфилл-газа» (свалочного газа из ТБО) – 2.7 млрд. $ или 15 % для получения тепловой и электрической энергии.

Итого, на производство биогаза – 4 млрд. $ США или 22 %.

Синтез-газ (син-газ), смесь газов, главными компонентами которой являются монооксид углерода СО и водород Н», которую можно получать в процессе термической обработки биомассы с использованием различных технологий. В настоящее время известно о нескольких инициативах по реализации проектов в области производства синтез-газа в некоторых странах, например в США, Европе, Японии, Австралии и Индии.

Важным дополнением к солнечной энергии и к одному из ее производных – биоэнергетике в недалеком будущем могут стать МЕТАНГИДРАТЫ, обилие которых найдено в океане. [1-42]. Метангидрат сосредоточен на глубинах от 500 до 2000 метров у берегов некоторых континентов, как правило, на крутых подводных склонах. Есть они в Арктике.

Рис. 1–2. Кусок метангидрата выглядит как грязноватый лёд

Рис. 1–3. Строение конгломерата – „ящичной“ псевдомолекулы, состоящей из кристаллической решётки льда и молекулы метана, находящейся в полости этой решётки

Метановый лед относится к так называемым „ящичным“ соединениям. В них не возникает химических связей между молекулами метана и молекулами воды. Метан размещается в пустотах кристаллической решётки водяного льда. Единичный конгломерат из воды и газа составляют 32 молекулы воды и 8 молекул метана. В одном кубическом метре этого вещества содержится значительно больше энергии, чем в кубометре природного газа (при одинаковом давлении). В ледовых пустотах одного кубометра метангидрата „запрятано“ 164 кубометра газа. Молекулы льда, а значит, и метана уложены здесь более плотно. [1-42].

Метангидрат образуется под давлением на глубине в порах донных осадков из органических веществ иловых осаждений, где они подвергаются анаэробному бактериальному разложению с образованием метана.[1-42]. По приблизительным оценкам, на планете хранится от 10 000 до 15 000 гигатонн углерода в виде метангидрата (гига равна 1 миллиарду).

Огромная масса запрятанного на глубине метана перекрывает по запасам все известные на Земле природные источники энергии. Вопрос только в том, как воспользоваться этим богатством?

Сегодня ещё нет отлаженной промышленной технологии добычи нового топлива.[1-42]. Соединённые Штаты, согласно перспективным расчётам, к 2020 году должны на 30 процентов увеличить потребление энергии. Готовы они использовать и метангидрат: конгресс страны отпустил 42 миллиона долларов на разработку программы включения нового топлива в энергетический баланс страны

Намечено, что к 2015 году начнётся эксплуатация прибрежных хранилищ Метангидрат.[1-42]. Особенно заинтересована в освоении добычи метангидрата Япония. Эта страна стремится освоить коммерческую, промышленную добычу. [1-42]. Бурение в Сибири и на Аляске показало концентрацию газа в порах льда от 50 до 80 процентов. Морские залежи крупнее, но там заполняемость газом равна примерно 20 процентам.

1. Метангидрат 10000

2. Уголь, нефть, газ 3500

3. Растительный мир 1400

4. Вода 980

5. Животный мир 830

6. Торф 500

7. Прочие63

Рис. 1–4. Содержание органического углерода (в миллиардах тонн) в запасах метангидрата и в традиционных резервах топлива

В России, в Сибири, есть месторождение Мессоякское – газовое поле, расположенное в вечной мерзлоте, – единственное место в мире, где обычный природный газ получают из метангидрата. Это довольно мощное месторождение, работающее уже много лет. От него проложен трубопровод до Норильска – крупного потребителя энергии. [1-42]. В отличие от вечной мерзлоты океанские запасы, как уже говорилось, состоят из двух частей: метанового льда, слой которого может превышать несколько сотен метров, и удерживаемого этим слоем газового пузыря.[1-42].

Важным направлением в современной мировой биоэнергетике является широкомасштабное культивирование пресноводных и морских микроводорослей как продуцентов углеводородов, так и для производства дешевой биомассы.

Выращивание зеленых водорослей в современных модернизированных системах биореакторов имеют существенные практические и экономические преимущества для производства биотоплива по сравнению с традиционными культурными растениями [1-43].

Фотосинтез играет абсолютно центральную роль во всех биотопливных производственных процессах, так как это первый шаг в преобразовании солнечной энергии (света) в химическую энергию и, следовательно, в конечном счете, отвечает за управление производством их запасов необходимых для синтеза топлива: протоны и электроны (для био-Н2), сахаров и крахмала (на биоэтаноле), масла (для биодизеля) и биомассы (для BTL и биометан). Следовательно, любое увеличение продуктивности фотосинтеза будет способствовать повышению конкурентоспособности производства биотоплива в целом.

Экономическая эффективность производства биотоплив при конверсии солнечной энергии посредством фотосинтеза определяется эффективностью фотосинтеза. Наибольшей эффективностью фотосинтеза обладает сахарный тростник, использующийся для получния биоэтанола в Бразилии, и кукуруза, использующаяся в США для производства биоэтанола. Эти технологии могут быть экономически выгодными при стоимости нефти выше 40 долларов США за баррель, тогда как стоимость барреля биодизельного топлива составляет 80 долларов США. Таким образом, даже при незначительном повышении фотосинтетической эффективности ожидается значительное увеличение экономической конкурентоспособности производства биотоплив. В этом плане водорослb имеют различные преимущества по сравнению с классическими сельскохозяйственными культурами для производства биотоплива и могут быть сканированы для выделения видов с высокой фотосинтетической эффективностью.

Культивирование водорослей, не требующее использования пахотных земель и лесной древесины, открывает новые экономические возможности для производства биотоплив в засушливых регионах.

В отличие от обычных сельскохозяйственных культур, которые дают один или два урожая в год, микроводоросли имеют короткий жизненный цикл (~ 1-10 дней), что позволяет с одной и той же площади снимать несколько урожаев и даже создать непрерывный процесс.

Производство водорослей позволит значительно снизить использование воды по сравнению с культивированием обычных сельскохозяйственных культур.

В плане водоиспользования большой интерес представляют высокоурожайные морские микроводоросли, использующие морскую соленую воду и с их помощью получать водород и кислород из морской воды и использовать водород для топливных элементов с получением электроэнергии.

Биомасса водорослей может быть использована для биогазификации с получением метана (в начале 80-х годов лаборатория ВИЭ МГУ им. М.В. Ломоносова и Институтом биохимии им. А.Н. Баха АН СССР была разработана такая технология) и диоксида углерода, которые могут быть использованы для каталитического производства жидких углеводородов (биобензина, биокеросина и биодизельного топлива).

Широкие перспективы для создания высокоэффективных водорослей открывает современная генетика.[1-44].

НУЖНА ЛИ ПРОМЫШЛЕННАЯ БИОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ, ЗАНИМАЮЩЕЙ ВЕДУЩЕЕ МЕСТО В МИРЕ ПО ЗАПАСАМ И ДОБЫЧЕ ИСКОПАЕМЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ?

В 2010 г. в России насчитывалось 33,8 млн. легковых автомобилей. Ежегодный прирост составляет 1.4 млн. шт. К 2030 г. прирост может составить 25.2 млн. шт., т. е. всего 59 млн. шт.; на 1000 чел. – 421 шт., что в 2 раза меньше, чем в США.[6]. Оптимистичный вариант совпадает с оценкой российских экспертов: 425 шт./1000 жителей [1–7].

По меркам США относительно общей численности населения в России должно быть 115.9 млн шт. легковых автомобилей.

Нижеприведенный список отражает уровень автомобилизации населения ряда стран мира, то есть показывает количество индивидуальных автомобилей в стране, приходящихся на 1000 человек. [1–8]. США – 829; 2. Испания – 608; 3. Финляндия – 591; 4. Франция – 575; 5. Литва – 541; 6. Германия – 534; 7. Великобритания – 525; РОССИЯ -249.

Средний пробег российского автомобиля – 16 700 км в год [1–9]. Средний годовой расход топлива на автомобиль 1670 л или 1252.5 к г.

В 2030 г расход топлива на прогнозируемое количество авто составит 145 млн. т или нефти понадобиться более 500 млн. т/год при 70 % выходе моторных топлив(бензина, керосина и ДТ) при крекинге нефти.

Натуральный объем продаж дизельного топлива в России в 20062010 гг вырос на 4,2 млн т, достигнув 31,6 млн т [1-10,]. Производство дизельного топлива в России в 2012 г. составило 79 млн. т. [1-11].

Прогноз максимального потребления общей суммы моторных топлив в 2017 г оценивается в 102.7 млн. т [1-12].

Добыча нефти в России по оценке Минэнерго в России в 2012 году достигнет рекордных 516–518 млн. тонн.[1-13].

Прогноз добычи нефти в России до 2030 года по макрорегионам, 600,0 млн. тонн [1-14].

Производство авиационного керосина в России составляет около 9 млн. тонн в год [1-15].

США останутся крупнейшим рынком для гражданской авиации (710 млн пассажиров на местных рейсах и 223 млн. – на международных). [1-17].

По итогам 2011 года количество пассажиров, воспользовавшихся услугами авиатранспортной системы РФ, составило около 110 млн.[1-18]. В США летает в 3 раза больше, чем все население, т. е. в Росси к 2030 г. может летать 420 млн. человек и расход керосина составит 25.7 млн. т/год (без учета ВВС) при протяжённости полета одного авиапассажира на внутренних авиалиниях 3200 км.[1-19]. Эффективность использования энергии является своего рода индикатором научнотехнического и экономического потенциала общества, позволяющим оценивать уровень его развития. Сопоставление показателей энергоэффективности экономики России с развитыми странами показывает, что удельная энергоёмкость нашего валового внутреннего продукта (ВВП) в несколько раз выше, чем в развитых странах. Уровень потребления электроэнергии в расчете на единицу сопоставимого ВВП в России выше, чем в США, в 2,5 раза, Германии и Японии в 3,6 раза. Это свидетельствует о значительных резервах экономии энергоресурсов в России, масштабы которых можно оценить ориентировочно в 40–50 % от уровня потребляемых топлива и электроэнергии. Энергоемкость ВВП превышает уровень, достигнутый в развитых странах Запада, в 3,5 раза, но это превышение неравномерно по отраслям. В сравнении с северными странами энергоемкость в российских добывающих отраслях, лесной, целлюлозно-бумажной, пищевой промышленности почти такая же, в обрабатывающих отраслях превышение до 2 раз, в производстве стройматериалов до 3–4 раз, в теплоснабжении и теплопотреблении в пересчете на 1 м² отапливаемой площади в 4 раза. С учетом объемов теплопотребления станoвится ясно, что теплоснабжение определяет энергорасточительность экономики страны.

По данным Министерства энергетики, можно оценить затраты топлива на теплоснабжение в 450–470 млн т у.т./год (3 т у.т. на чел./год). Это половина потребления топлива в стране, т. е. столько же, сколько тратится на все остальные отрасли промышленности, транспорт и т. д. вместе взятые. Потребление топлива теплоснабжением равняется всему [1-20]. Снижение всего на 20 % потребления только газа, составляющего в топливном балансе почти 60 %, позволит сократить затраты на топливо на 1 млрд долл. США и увеличить экспортный потенциал страны на 5 млрд долл. США ежегодно. Причем увеличение топливному экспорту страны. т. е., 320 млн. т/год жидких углеводородов. экспортного потенциала не потребует разработки новых месторождений и реконструкции газопроводов от мест добычи в центр страны (2–3 тыс. км).

Удельные затраты на теплоснабжение сильно различаются по стране и составляют от 1 до 15 долл. США на 1 м²/год. Население платит около 6 млрд долл. США в год, т. е. 40 долл. США чел./год или 5 % от своих суммарных доходов.

Объем выработки тепловой энергии в России по сравнению с 1970 г. увеличился в 1,56 раза (с 1345 млн. Гкал/год до 2100 млн. Гкал/год), а количество потребленного топлива в 1,5 раза – с 280 до 420 млн. т у.т. (без учета расхода топлива на потребляемую электроэнергию), т. е. уровень энергоэффективности источников тепла практически не изменился несмотря на двукратное увеличение удельного потребления газа, значительное уменьшение доли печного и т. п. отопления.

Удельный расход топлива на выработку тепла в среднем по стране составляет 200 кг у.т./Гкал. Вполне реально уменьшение удельного расхода до 150 кг у.т./Гкал, что эквивалентно уменьшению потребления топлива на 25 % т. е. на 105 млн. т у.т., за счет повышения КПД котлов и увеличения доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Суммарные тепловые потери в сетях составляют около 450 млн. Гкал/год. (450 млн. х млн. ккал/год) или 47.4 млн. т/год топочного мазута (ТМ) марки М100. Потенциал экономии за счет прогрессивных способов теплоизоляции, оперативного устранения утечек, уменьшения диаметров трубопроводов, частичной децентрализации теплоснабжения концевых потребителей составляет около 300 млн. Гкал/год. Или 31.6 млн. т ТМ.

Объем теплопотребления по стране составляет около 1650 млн. Гкал/год. = 173.8 млн. т ТМ. Половина тепла расходуется на теплоснабжение жилых зданий, в том числе на отопление около 600 млн. Гкал.= 63.2 млн. т ТМ. При общей площади жилого фонда 2,8 млрд. м² [3] удельный расход тепла на отопление составляет 0,22 Гкал/м² год [121]. В 2013 году – производство тепловой энергии в России составило 618,4 млн. Гкал (65.1 млн. т ТМ) – прогноз ФСТ[1-22]. Потребление электроэнергии в 2013 году в России прогнозировалось на уровне 1064,6 млрд. кВт ч, что на 4,1 % больше показателя 2011 года и на 2,1 % превышает ожидаемое потребление в 2012 году.

Объемы потребления электроэнергии населением прогнозировалось на уровне 146,4 млрд. кВт ч, что на 1 % больше плана 2012 года.[1-23].

Предполагается, что доминирующим энергоносителем первой половины ХХI века будет природный газ. Его использование в качестве основного топлива обеспечит высокую энергетическую и экономическую эффективность производства.

Рис. 1–5. Структура производства электроэнергии в России. [1-24].

Удельный расход топлива на выработку тепла в среднем по стране к 2030 г. может составить 150 кг у.т.

В 2030 г. Россия должна будет затратить на теплоснабжение населения по меркам Москвы 97.7 млн. т у.т. или 97700 млн. кг у.т., что эквивалентно 71989.5 млн. кг топочного мазута, что потребует переработать 145.7 млн. т нефти. Для замены этого количества топочного мазута потребуется в год 600 млн. м³ дров стоимостью 600 млрд. руб.[1-25].

Потребление электроэнергии на жителя г. Москвы составляет 1400 кВт час/год, для России – 1100 кВт час/год, для США -3500 кВт час /год.[1-27]. К 2030 г. Для всех жителей России потребление электроэнергии может составить по меркам г. Москвы – 200480 млн. кВт час/год или 200.5 млрд. кВт час/год, по меркам США – 500 млрд. кВт час/год или 47 % от производства электроэнергии в 2012 г.[1-28].

Рис. 1–6. Зоны централизованного и распределенного теплоснабжения РФ.[1-26]

Структура производства электроэнергии на электростанциях России в 2000 году: ТЭС – 67 %; 582,4 ГВт. ч;; АЭС – 15 %; 128,9 ГВт. ч. ГЭС – 19 %; 164,4 ГВт.ч

К 2020 г. прогнозируетя производить 1620 млрд. кВт час /год электроэнергии, на ТЭС придется до 1069 млрд. кВт час/год. На ТЭС придется 66 %, АЭС – 20.7 %, ГЭС – 13.3 %.

Объем производства электроэнергии на ТЭС европейской части страны – 80 % от суммы всех ТЭС России. В 2001 г. ТЭС европейского региона потребили 150 млрд. куб. м природного газа или 95 % от общего объема потребления всей страны.[1-29]. Для производства электроэнергии в 2020 г. потребуется 185–190 млрд. куб. м газа в год. 95 % придется на европейскую часть страны.

186 млрд. м³ газа дадут 610 млрд. кВт ч/год электроэнергии или 57 %, на уголь и мазут – 43 % или 163.8 млн. ту.т., или 15.5 млн. т топочного мазута и 144.5 млн. ту.т. угля.

Соотношение затрат топлива на производство электроэнергии и тепловой энергии на ТЭС равно 2.9 на примере Абаканской ТЭЦ [1-30].

Когенерация – комбинированный процесс одновременного производства тепла и электроэнергии [1-31].

Когенераторная установка вырабатывает электроэнергию и тепловую энергию в соотношении 1:1,5.

Если к 2050 г. ВВП России на душу населения выйдет на современный уровень ВВР США, то российский ВВП должен будет составить 6.54 трлн. Долл. в год, а производство электроэнергии 1770 млрд. кВт ч/год, т. е. дельта по отношению к выработке электроэнергии в 2010 г. составит 770 млрд. кВт ч/год.

Таблица. 1-7

Внутренний валовый продукт и производство электроэнергии в США и России

По постановлению Правительства РФ (январь 2009 г.) к 2020 г. производство электроэнергии должно вырасти до 1700 млрд. кВт ч/год. Вклад ВИЭ должен составить 4.5 %.

Если взять производство электроэнергии по данным США – 1770 млрд. кВт ч/год, то вклад ВИЭ должен составить 79.7 млрд. кВт ч/год.

По данным 2009 г. производство электроэнергии из отходов АПК (отходы КРС, Свиноводства– крупных хозяйств и птицефабрик) может составить 82.43 млрд. кВт ч/год, то есть перекрывает прогноз Энергетической стратегии России к 2020 г по получению электроэнергии из ВИЭ.

Производство биоэтанол в США – это военно-стратегическая и политическая цель США.

Широкое развитие масштабного производства автобиоэтанола из кукурузы в США имеет военно-стратегическое значение на случай возникновения непредвиденных обстоятельств: войны, терактов, крупных природных катаклизмов, и т. д. 207 спиртовых заводов с общей производительностью 48.3 млн. т/год этаола. Производство бензина 1.17 млрд. т/год. Газохол – 3.7 %.

Евросоюз и США всерьез взяли курс на развитие альтернативных источников энергии. ЕС объявил о необходимости увеличения финансирования 10-летней программы развития альтернативной энергетики на 50 млрд. евро. Ожидается, что к 2020 году в развитых странах 20 % всей потребляемой энергии будет вырабатываться без сжигания нефти и газа. Все это нанесет мощный удар по России, которая пока по-прежнему делает ставку на экспорт углеводородов.

На сегодняшний день биотопливо является самым распространенным видом альтернативной энергии в США. На его долю приходится примерно 53 % выработки альтернативной энергии. Далее следует гидроэнергетика – 36 %; на геотермальные источники и энергию ветра приходится по 5 %, на солнечную энергию всего 2 %.[1-32].

МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЫНОК (2007–2030 годы)

2007 год

Нефть – 36.5%

Газ – 23.5%

Уголь – 27.7%

АЭС – 5%

ВИЭ (с ГЭС) 6.3%

2030 год

Нефть – 23.5%

Газ – 20%

Уголь – 25%

АЭС – 10%

ВИЭ (с ГЭС) -21.5%

К 2030 г. Потребление ВИЭ с ГЭС в мировой энергетике возрастет с 6.3 % до 21.5 %, АЭС с 5 % до 10 %, а потребление ископаемых энергоносителей снизится: нефти на 13 %. Газа– на 3.5 %, угля – на 2.7 %.

Расход тепловой энергии в России на обогрев зданий в 4–5 раз выше, чем в Финляндии и Норвегии (наиболее близкие по климатическим условиям).

КРЕКИНГ НЕФТИ:

Бензин – 20%

Керосин – 9.5%

ДТ – 19%

Мазут топочный 49.4 % [1-33].

«… "сырьевая игла", на которой уже давно "сидит" российская экономика, немного проржавела», Россия «достигла пределов развития и в ближайшие годы нефтяная промышленность начнет идти вниз. При этом компании будут тратить колоссальные деньги даже на то, чтобы хоть как-то поддержать ее на прежнем уровне.

По их оценке в 2013 г., падение будет находиться в пределах статистической погрешности – "процент-два". Затем в течение 3–5 лет динамика добычи нефти в России будет находиться на некоем плато.

После этого возможно ускорение темпов падения добычи "черного золота" в России – до 5–7% в год. Даже несмотря на колоссальные затраты [1-34,1-35].

Таблица.1-8

Прогнозные данные по добычи необходимого количества нефти для производства основных моторных топлив (бензин, керосин, дизельное топливо) в 2030 г. для России

МТ – моторные топлива

Ранее указывалось, что дефицит может составить 300 млн. тонн нефти в год. При переходе на современные технологии крекинга он может уменьшится до 180 млн. тонн нефти в год.

Кроме возможного дефицита добычи нефти на изменение сырьевой структуры моторных топлив в России могут оказать значительное влияние стоимости добычи нефти.

Но значения этих величин в зависимости от стран добычи нефти по разным источника отличаются.

По данным одного из российских экспертов – А. Хайтуна в 2009 г. себестоимость добычи нефти на Ближнем Востоке и в Ливии составляет 2–6 $ за баррель при глубине залегания до 2 км. Нефть расположена вблизи океанских портов, что резко сокращает транспортные издержки.

В России себестоимость добычи нефти оценивается в 6-14 $ за баррель без полного учета затрат на создание и поддержание инфраструктуры, при крайне низкой заработной плате… Себестоимость нефти с новых месторождений ввиду увеличения глубины залегания пластов достигнет 22–24 $, даже если не полностью учитывать удорожание инфраструктуры.

Стоимость транспортировки российской нефти в несколько раз выше транспортировки ближневосточной: средняя дальность доставки по нефтепроводам превышает 3000 км (Ливия – 600 км, Норвегия -1000 км); часть поставок производится на морских судах и железнодорожном транспорте, тогда как основную массу мировых поставок нефти из Ближнего Востока осуществляют океанские суда (в десятки раз дешевле железнодорожного транспорта). [36]. В настоящее время Россия обеспечивает 26 % потребления и 66 % импорта природного газа в страны ЕЭС. Среднее транспортное плечо для газа по России – 2200 км, а при экспорте (если учесть страны СНГ) – порядка 3700 км. Себестоимость российского газа на скважине 4 долл. США за 1000 кубометров.

Это последний относительно «дешевый» газ: себестоимость газа со Штокмановского месторождения по расчетам поднимется до 5,7–6,0 долл. США за 1000 м. Средняя цена транспортировки из России может вырасти вдвое. Экспорт газа из Западной Сибири, уже сейчас идет до середины Франции. Далее, к западу континента, экспорт российского газа нерентабелен. [1-36].

Сильным конкурентом выступают новые газовые месторождения Прикаспия, Ливии и Алжира, а также Центральной Африки, транспортные плечи которых существенно короче, а условия добычи, как минимум, не хуже. Вместе с тем, имеется уверенность в масштабном экспорте на Европейский рынок больших количеств российского природного газа.

Итак, значительная часть разведанных ресурсов России, а тем более перспективных, неконкурентны на мировом и, особенно, европейском рынках. [1-36].

Другой эксперт Евгения Корытина в статье «Нефть за 3 доллара», опубликованной в 2011 г.[1-37] писала, что «… легкая нефть, дешевая рабочая сила и электроэнергия позволяют российским компаниям сохранять низкий уровень себестоимости добычи по сравнению с иностранными конкурентами. Так, «Роснефть» на баррель нефти тратит

2,6 долл., в то время как ExxonMobil «бочка» обходится в пять раз дороже – 10,3 долл. Самые низкие затраты на баррель добычи в 2009 году продемонстрировала «Роснефть» – 2,6 долл., самые высокие издержки были у «Башнефти» – 7,3 долл. за баррель.

Себестоимость добычи у российских компаний самая низкая в мировой нефтяной отрасли (табл. 1–9).

Таблица. 1-9

Стоимость добычи нефти в 2009 году (долл. за баррель) [1-37]

Однако, по другим источникам стоимость добычи барреля нефти в Саудовской Аравии в 2008 г. составляла 2 долл. США [1-38], тогда, как в российской нефтяной компании Роснефть себестоимость добычи одного барреля нефти составляла в среднем 14,57 долларов. [139]. В 2002 г. по данным Эрвин Скорецкого [1-40] соотношение стоимости добычи нефти по странам было следующим: США (суша) 14–27, США (шельф) 10 – 18, Норвегия 12 – 17, Мексика 7 – 12, Южн. Америка 7 – 10, Аляска 5 – 7, Кувейт 1 – 2, Ирак 0.5 – 0.7, Сауд. Аравия 0.4 – 1, Россия 5 – 10.

По мнению А. Хайтуна российский сырьевой рынок ждут трудные времена. [1-36]. «Значимость экспорта нефти и особенно газа для экономики страны не подлежит сомнению». В политическом аспекте экспорт природного газа и нефти – главный инструмент, позволяющий стране участвовать в определении стратегии развития современной Европы. Сегодня перспектива развития нефтяной отрасли на период до 2015 года в России базируется на старых освоенных районах, где доля трудно извлекаемых запасов составляет уже около 60 %. Возобновление ископаемых углеводородных энергоресурсов в нашей стране в XXI веке может происходить только за счет освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири, Дальнего Востока, шельфов арктических морей. Это очень дорогостоящие проекты, требующие не одного десятка миллиардов долларов. Естественными условиями долгосрочных капиталовложений становятся гарантии окупаемости вложений и обеспечения приемлемой рентабельности проектов.».[1-36].

Россия в исторической перспективе диктовать на Европейском рынке энергоресурсов не может. Условия добычи и стоимость транспорта нефти на рынки Европы из Саудовской Аравии и из Тюмени, а в дальнейшем – арктических шельфов, также не в нашу пользу. Неконкурентоспособность продукции северных регионов уже давно предопределена недальновидной стратегией развития Севера России. Были созданы ненужные в столь суровых районах города, размещена избыточная промышленность.[1-36].

Россия неконкурентоспособна на мировом и европейском рынках энергоресурсов по определению, в силу своих географических и природно-климатических условий.

Однако именно в этих районах находится 60–95 % важнейших ресурсов России: энергоносителей, редких металлов, золота, леса. Особенно неблагоприятны условия добычи энергоносителей, которые не относятся к продукции с высокой удельной стоимостью, как, например, золото. Кроме того, внутриматериковое расположение месторождений энергоресурсов, отдаленное на тысячи километров от районов потребления, обусловливает неизбежность транспортировки нефти и газа почти целиком по суше (трубопроводами). [1-36].

Экспортные нефтепроводные мощности увеличатся со 125 млн тонн в 2000 году до 400 млн тонн в 2020-м, экспортные газопроводные – со 185 до 382 млрд. кубометров. Все эти трубы, чтобы окупить их строительство, надо будет чем-то заполнять. Чем?

Ответ дан в докладе об Энергетической стратегии страны до 2030 года, подготовленной Министерством энергетики. Предполагается, что добыча газа в России едва ли не удвоится, достигнув 1 трлн кубометров в год при экспортных поставках в 350–370 млрд кубометров. Добыча нефти в благословенном 2030-м должна превысить 530 млн т, а экспорт – 330 млн тонн.[1-41].

Ведь эти рекордные объемы углеводородов надо, во-первых, добыть и, во-вторых, продать.

Три четверти всех разведанных запасов газа сосредоточены в 21 крупном месторождении. Большинство из них уже вовлечены в разработку не менее 15 лет. Четыре крупнейших (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Вынгапурское) дают до 80 % всей добычи. И уже вступили в фазу падения добычи. Для резкого роста ныне сторнирующей газодобычи нужны вовлечение в оборот глубинных газосодержащих слоев на этих месторождениях (так называемых ачимовских пластов) и ввод в строй новых месторождений. Последние есть только на Ямале и на шельфе северных морей (например, Штокмановское). Потребуются колоссальные силы и средства на их освоение. [1-41].

Кроме того, не назовешь безоблачной и перспективу продаж газа на экспорт. По данным International Energy Agency, роль российских поставок на рынок ЕС неуклонно снижается. Давление со стороны сланцевого газа может привести к снижению физических поставок, как это уже было в 2009 году. [1-41].

Но не все так мрачно. Выход есть!

Необходимо интенсивно развивать более глубокую переработку нефти и природного газа, развивать нефтехимию и газохимию, активно развивать новые технологии переработки древесины и другой биомассы (водорослей) в разнообразные углеводородные продукты.

Генеральный директор ОАО «ВНИПИНЕФТЬ» Владимир Капустин пишет, что «… наука в сфере переработки и нефтехимии ещё сохранилась в нашей стране, да и уровень не хуже, а то и выше мирового. Например, Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН, возглавляемый академиком Саламбеком Хаджиевым, Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН, возглавляемый академиком Валентином Пармоном, выполняют современнейшие высокотехнологичные разработки в области нефтехимии и нефтепереработки. Однако то, что сегодня есть у них, – это на уровне пилотных полупромышленных установок. В промышленность же их не пускают по разным причинам – из меркантильности, из желания купить западные технологии». [1-41].

Таким образом, в ближайшие десятилетия могут возникнуть две важнейших причины, которые могу оказать существенное влияние на изменение сырьевой структуры для производства моторных топлив, электроэнергии и тепловой энергии в России: 1) дефицит добычи нефти и 2) повышение ее стоимости.

И поскольку основным потребителем российского рынка углеводородов будут моторные топлива, то замену нефтепродуктов-моторных топлив надо искать среди возобновляемых источников энергии. И первым претендентом на это место является биоэнергетика: биоэтанол, биобутанол, биометан-биогаз, биоводород, син-газ, биобензин, биокеросин и биодизель.

Потенциальные объемы производства биотоплив из биомассы в России в ближайшие десятилетия могут составить более 800 млн. ту.т./год, и не будут уступать объемам ежегодной добычи нефти, угля или природного газа, (без учета биотехнологического восстановления дебита нефти на старых промыслах) (Годовой энергобаланс России – более 1600 млн. ту.т.).

Шесть китов» современной сырьевой базы для потенциального производства биотоплив в России:

1. ОРГАНИЧЕСКИЕ ОТХОДЫ АГРОПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА.(80 млн. т у.т./год к 2020 г. – 154 млн. ту.т.),

2. ОТХОДЫ ЛЕСОПРОМЫШЛЕННОГО КОМПЛЕКСА И ДЕРЕВООБРАБОТКИ. (20 млрд. ту.т. – всего; ежегодно можно производить до 820 млн. ту.т. – интенсивная технология),

3. ТОРФ (Всего -60 млрд. ту.т. 10.7 млрд. ту.т. промышленный фонд, 100 млн. ту.т./год),

4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПЛАНТАЦИИ (минимум 270.9 млн. ту.т./год, 19.5 млн. га – 20 %, биогаз – 228.5 млн. ту.т., этанол – 41.9 млн. ту.т.),