IPCC Fourth Assessment Report: Climate Change 2007
Рабочей группой III - Смягчение последствий изменения климата

Описание и оценка технологий, практики, вариантов, потенциалов смягчения последствий и затрат на смягчение последствий в секторе производства электроэнергии

Сектор производства электроэнергии обладает значительным потенциалом смягчения последствий с помощью широкого спектра технологий (табл. TS.3). Экономический потенциал смягчения, характерный для каждой отдельной технологии, основан на том, что могло бы быть реалистичным ожиданием внедрения различных технологий с приложением всех усилий, но с учетом практических ограничений скорости поглощения, принятия общественностью, развития возможностей и освоения в производстве. Конкуренция между вариантами, влияние экономии энергии в конечном потреблении и повышение эффективности не учитываются [4.4].

Имеется широкий спектр вариантов смягчения последствий в энергоснабжении, причем экономически эффективных, где цена углерода меньше 20 долларов за тонну CO2. УХУ станет экономически эффективным при более высоких ценах углерода. Среди других вариантов, которые еще разрабатываются, - усовершенствованная атомная энергия, усовершенствованные возобновляемые источники энергии, биотопливо второго поколения и, в более отдаленной перспективе, возможное использование водорода в качестве энергоносителя (высокая степень согласия, много доказательств) [4.3, 4.4].

Поскольку приведенные в табл. TS.3 оценки относятся к потенциалам смягчения отдельных вариантов, без учета фактической структуры энергоснабжения, то складывать их нельзя. Поэтому был проведен дополнительный анализ структуры энергоснабжения во избежание двойного счета. Для этого анализа было предположено, что мощности тепловой генерации электроэнергии будут постепенно заменяться и что будут строиться новые электростанции для удовлетворения спроса, при следующих условиях:

1) Для 20% угольных электростанций предполагался переход с угля на газ, поскольку это самый дешевый вариант.

2) Замена действующих электростанций, работающих на ископаемом топливе, и строительство новых электростанций до 2030 года для удовлетворения растущей потребности в электроэнергии были разделены между эффективными электростанциями на ископаемом топливе, возобновляемыми источниками энергии, атомной энергией и электростанциями, работающими на угле и газе с УХУ. Досрочного вывода из эксплуатации электростанций или незадействованных активов не предполагалось.

3) Технологии с низкими или нулевыми выбросами углерода используются пропорционально их ориентировочным максимальным долям в производстве электроэнергии в 2030 году. Данные об этих долях взяты из литературы, с учетом наличия ресурсов, относительных затрат и изменчивости предложения, связанного с проблемами прерывистости в электрической сети, и дифференцированы по уровню цен углерода.

Табл. TS.3. Потенциальные выбросы ПГ, предотвращенные к 2030 году, для избранных технологий смягчения последствий в производстве электроэнергии (сверх базового сценария Всемирной энергетической перспективы МЭА (2004)), учитываемые по отдельности, с распределением ориентировочной доли потенциала смягчения по каждому диапазону затрат (2006, долларов США на 1 т CO2-экв) [Table 4.19].

 Региональ-ные группы  Потенциал смягчения; общий объем выбросов, предотвращенных к 2030 г. (ГтCO2-экв) CO2-экв) Потенциал смягчения (%) для конкретных диапазонов цены углерода (долларов США за 1 т CO2-экв, выброс которой удалось предотвратить) 
<0 0-20 20-50 50-100 >100 
Смена топлива и кпд установок ОЭСРa 0,39   100       
СПЭb 0,04   100       
Не ОЭСР 0,64   100       
Весь мир 1,07           
Атомная энергия ОЭСР 0,93 50 50       
СПЭ 0,23 50 50       
Не ОЭСР 0,72 50 50       
Весь мир 1,88           
Гидро-энергия ОЭСР 0,39           
СПЭ 0,00           
Не ОЭСР 0,48 25 35 40     
Весь мир 0,87           
Энергия ветра ОЭСР 0,45 35 40 25     
СПЭ 0,06 35 45 20     
Не ОЭСР 0,42 35 50 15     
Весь мир 0,93           
Биоэнергия ОЭСР 0,20 20 25 40 15   
СПЭ 0,07 20 25 40 15   
Не ОЭСР 0,95 20 30 45   
Весь мир 1,22           
Геотермаль-ная энергия  ОЭСР 0,09 35 40 25     
СПЭ 0,03 35 45 20     
Не ОЭСР 0,31 35 50 15     
Весь мир 0,43           
Солнечная фотоэлек-трическая и концентри-рованная солнечная энергия ОЭСР 0,03       20 80 
СПЭ 0,01       20 80 
Не ОЭСР 0,21       25 75 
Весь мир 0,25           
УХУ+уголь ОЭСР 0,28     100     
СПЭ 0,01     100     
Не ОЭСР 0,20     100     
Весь мир 0,49           
УХУ+уголь ОЭСР 0,09       100   
СПЭ 0,04     30 70   
Не ОЭСР 0,19       100   
Весь мир 0,32           

Примечания:

a) Организация экономического сотрудничества и развития

b) Страны с переходной экономикой

Табл. TS.4. Проекции повышения потребности в энергии с 2010 по 2030 год, удовлетворяемого за счет новых, более эффективных дополнительных и заменяющих станций, и полученный в результате потенциал смягчения сверх базового сценария Всемирной энергетической перспективы на 2004 год [Table 4.20].

 Кпд электро-станций к 2030 г. (на основе IEA 2004a)a Сущест-вующая структура производ-сва электро-энергии в 2010 году Произво-дство на дополин-тельных новых станциях к 2030 г.  Производство на новых станциях, заменяющих старые, существую-щие в 2010 г. станции, к 2030 г.  Структура производства в целом на новых и заменяющих станциях, построенных к 2030 году, включая УХУ, при разных ценах углерода prices (долл./тCO2-экв)b  Общее количество ГтCO2-экв, выброса которого удалось избежать путем смены топлива, УХУ и замены части производства энергии на основе ископаемого топлива низкоуглеродными вариантами – энергией ветра, солнечной энергией, геотермальной энергией, гидроэнергией, атомной энергией и энергией биомассы 
 (%)  TВт-ч TВт-ч  TВт-ч <20 долл./ TВт-ч <50 долл./ TВт-ч <100 долл./ TВт-ч <20 долл./т <50 долл./т <100 долл./т 
ОЭСР   11,302 2942 4521  7463 1,58 2,58 2,66 
Уголь 41 4079 657 1632 899 121 0       
Нефть 40 472  –163C 189 13 2 0       
Газ 48 2374 1771 950 1793 637 458       
Атомная энергия 33 2462 –325 985 2084 2084 1777       
Гидроэнергия 100 1402 127 561 1295 1295 1111       
Биомасса 28 237 168 95 263 499 509       
Другая возобновляемая 63 276 707 110 1116 1544 1526       
УХУ         0 1282 2082       
ОЭСР   1746 722 698 1420 0,32 0,42 0,49 
Уголь 32 381 13 152 72 46 29       
Нефть 29 69 –8 28 11 7 4       
Газ 39 652 672 261 537 357 240       
Атомная энергия 33 292 –20 117 442 442 442       
Гидроэнергия 100 338 35 135 170 170 170       
Биомасса 48 4 7 2 47 109 121       
Другая возобновляемая 36 10 23 4 142 167 191       
УХУ         0 123 222       
Non-ОЭСР/EIT   7137 7807 2855 10662 2,06 3,44 4,08 
Уголь 38 3232 3729 1293 2807 1697 1133       
Нефть 38 646 166 258 297 179 120       
Газ 46 1401 2459 560 3114 2279 1856       
Атомная энергия 33 231 289 92 1356 1356 1356       
Гидроэнергия 100 1472 874 589 1463 2106 2106       
Биомасса 19 85 126 34 621 1294 1443       
Другая возобновляемая 28 70 164 28 1004 1154 1303       
УХУ         0 596 1345       
ВСЕГО   20185 11471 8074 19545 3,95 6,44 7,22 

Примечания:

a) Предполагаемый кпд, рассчитанный по ВЭП 2004 г. (IEA, 2004b) = Выходная мощность (ЭДж)/Расчетная потребляемая мощность (ЭДж). См. Приложение 1, Главу 11.

b) При более высоких ценах углерода более значительную часть производства электроэнергии на основе угля, нефти и газа замещают технологии с низкими и нулевыми выбросами. Поскольку атомная и гидроэнергия конкурентоспособны при цене <20 долларов за тонну CO2-экв в большинстве регионов (глава 4, табл. 4.4.4), то их доля остается постоянной.

c) Отрицательные данные означают спад объемов производства, учтенный в данном анализе.

Полученный в результате экономический потенциал смягчения последствий в секторе энергоснабжения на 2030 год за счет повышения кпд теплоэлектростанций, смены топлива и более широкого внедрения атомной энергии, возобновляемой энергии, смены топлива и УХУ для удовлетворения растущего спроса составляет около 7,2 Гт CO2-экв при ценах углерода <100 долларов за тонну CO2-экв. При ценах <20 долларов за тонну CO2-экв потенциал сокращения оценивается цифрой 3,9 Гт CO2-экв (табл. TS.4). При этом уровне цен углерода доля возобновляемой энергии в производстве электроэнергии повысилась бы с 20% в 2010 году приблизительно до 30% в 2030 году. При ценах углерода <50 долларов за тонну CO2-экв эта доля повысилась бы до 35%. Доля атомной энергии при ценах углерода <50 долларов за тонну CO2-экв составила бы в 2030 году около 18%.

Для оценки экономического потенциала были приняты максимальные технические доли использования технологий с низкими и нулевыми выбросами углерода, поэтому оценка находится на верхней границе широкого диапазона, приведенного в литературе. Если, к примеру, будет достигнуто только 70% предполагаемых долей, то потенциал смягчения при ценах углерода <100 долларов за 1 тонну CO2-экв будет уменьшен почти наполовину. Потенциальная экономия потребности в электроэнергии в секторах конечного потребления снижает потребность в мерах по смягчению в электроэнергетике. Если учесть влияние на потребность в электроэнергии мер по смягчению в строительстве и промышленности (очерченных в главе 11), то мы получим для сектора энергоснабжения меньший потенциал смягчения, чем приведенная здесь отдельная цифра (средняя степень согласия, ограниченный объем доказательств) [4.4].