|
|
|
|
|
|
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 | 5 | | 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 | | | | | |
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 |
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]. |
|
|
|