Г
лобальная энергетика развивается циклично с точки зрения доминирования того или иного вида топлива. Когда людей на планете Земля было менее миллиарда человек, доминировали дрова, энергии сжигания которых вполне хватало для удовлетворения энергетических потребностей человечества. Но с развитием паровых машин в энергетике стал доминировать уголь, так как при сжигании каменного угля выделяется почти в 3 раза больше энергии, чем при сжигании такого же количества дров. С развитием двигателей внутреннего сгорания доминирующим топливом стала нефть, продукты переработки которой сейчас повсеместно являются топливом для двигателей внутреннего сгорания. Наступает эра доминирования природного газа, как самого энергетически эффективного и экологически чистого вида органического топлива, что показано на рис. 1.
Энергопереходы в глобальной энергетике осуществляются, главным образом, не потому, что заканчивается доминантно используемый в предыдущем периоде вид топлива, а потому, что возникают новые глобальные энергетические вызовы, удовлетворять которые можно только используя значительно более эффективный с энергетической точки зрения вид топлива, и это, очевидно, будет продолжаться всегда [1]. Кроме того, в связи с постоянным ростом потребления энергии в настоящий момент на одно из первых мест вышли проблемы эколого-климатического воздействия энергетики на окружающий мир [2]. Поэтому совершенно неизбежны и дальнейшие «энергетические переходы». Анализ динамики роста энергопотребления за последние 50 лет показывает, что если в 1967 г. человечество потребило 3,9 млрдтн.э., то в 2017 г. – уже 13,5 млрд т н.э. [3], т. е. рост энергопотребления увеличился почти в 3,5 раза, что показано на рис. 2. Главным фактором этого роста является взрывной рост энергопотребления, особенно с конца XX, начала XXI вв. в странах азиатско-тихоокеанского региона, прежде всего, Китайской Народной Республики. Мы видим, что рост энергопотребления за год никогда не был менее 2 %. Это в масштабах глобальной энергетики огромный рост, удовлетворять который за счет традиционных источников энергии будет все сложнее с каждым годом.
Анализ динамики энергопотребления по видам потребляемого топлива и энергии с 1980 г. показывает, что увеличивается потребление всех видов топлива и энергии. А наиболее заметен опережающий рост потребления энергии, вырабатываемой из энергии солнца и ветра– более чем в 50 раз в период с 1980 по 2018 гг., что является общемировым трендом глобальной энергетики [3]. Но обратить внимание следует на тот факт, что если в период с 1980 по 2018 гг. численность населения 
земли выросла в 1,73 раза (с 4,4 млрд человек в 1980г. до 7,6 млрд человек в 2018 г.) [4], то энергопотребление за тот же период выросло почти в 2,1 раза, т. е. наблюдается опережающий рост энергопотребления над ростом численности населения планеты Земля примерно на 20%, что показано на рис. 3. Это объясняется сменой технологических укладов в экономике большинства стран и ростом «энергетического» комфорта человека. И никаких значимых сигналов, свидетельствующих о том, что от этого тренда мы отойдем, нет. Таким образом, мы неизбежно столкнемся с проблемой опережающего роста энергопотребления, что и будет одним из главных вызовов перед человечеством уже к середине 21 века [5].
Анализ динамики структуры баланса энергопотребления за тот же период, представленный на рис. 4, показывает, что опережающим темпом снижается доля потребления нефти в общем балансе глобального энергопотребления (-13,8 %). Это связано с тем, что нефть уходит из централизованной генерации тепла и электроэнергии и становится, главным образом, сырьем для получения нефтепродуктов для двигателей внутреннего сгорания и продуктов нефтехимии. А наиболее быстро (+5,7 %) растет доля потребления природного газа, так как природный газ, наибольшими запасами которого обладает Россия, имеет ряд стратегических преимуществ, в том числе [5]:
• это самый энергетически эффективный вид органического топлива;
• это самый экологически чистый вид органического топлива;
• добыча газа связана с наименьшими затратами на строительство скважин в связи с тем, что дебит газовой скважины в нефтяном эквиваленте кратно выше, чем дебит нефтяной скважины;
• даже при самых низких температурах, возможных в местах добычи газа, технологически правильно подготовленный к транспорту газ остается в газообразном состоянии (в отличие от жидкой в нормальных условиях нефти, которая при низких температурах становится вязко-пластичной не текучей субстанцией), что позволяет практически без дополнительных затрат энергии на подогрев газа транспортировать его по системам магистрального транспорта газа;
• системы сжижения газа, используемые на севере России, требуют значительно меньше энергии, чем подобные системы, например, в Катаре или Техасе, что делает поставки СПГ из России значительно более экономически эффективными.
Но для потребления природного газа необходима инфраструктура потребления низконапорного газа, строительство которой является технически и экономически затратным проектом. Поэтому, если глобальные в самой недалекой перспективе потребители российского газа из Китайской Народной Республики не будут убеждены в надежности России как поставщика газа, они эту инфраструктуру быстро развивать не будут, а если будут убеждены в стабильности РФ как надежного 
поставщика газа, закупки нашего газа компаниями из КНР будут постоянно расти, так как потенциальный рынок газа в Китае в случае замещения угольной генерации тепла и энергии будет заменен генерацией на газ, составляющей гигантскую цифру в 2,5 трлн м3 в год [6]. Почти также быстро растет потребление энергии из возобновляемых источников энергии (+5,1 %), таких как гидроэнергетика, солнце и ветер. Из этих тенденций развития за последние 38 лет можно сделать вывод, что на период нового формирующегося энергетического перехода именно природный газ будет доминирующим топливом на глобальном энергетическом рынке. При этом в системах локальной энергетики будут повсеместно использоваться энергии ВИЭ [7].
Доказанные извлекаемые запасы органического топлива по категории Р90 SPE-PRMS (вероятность запасов быть извлеченными на поверхность при существующих экономических условиях – не менее 90 %; соответствует категориям А+В1+С1 российской системы классификации запасов) в мире составляют 1 трлн 47 млрд т н.э., а запасы углеводородного сырья – более 415 млрд т н.э. [3], что показано в табл. 1.
Оценка показателя обеспеченности добычи невозобновляемых источников топлива запасами (коэффициент «reserves-to-production ratio»), определяемого в годах добычи как отношение текущего уровня запасов к текущему уровню добычи, показывает, что органического топлива хватит при существующем уровне его добычи примерно на 89 лет, а углеводородного сырья – примерно на 53 года [3].
Ретроспективный анализ с 1980 г. динамики запасов (млрд т н.э.), добычи (млрд т н.э.) [3] и рассчитанных показателей коэффициента «r-p-r» (лет добычи) показан на рис. 5.
Несмотря на опережающий рост запасов УВС (+4,15% в год) над уровнем добычи (+2,06 % в год), пик рассчитанного значения коэффициента «r-p-r» приходился на 2011г. (59 лет добычи), в 2018 г. значение этого показателя снизилось уже до 53 лет, что является весьма тревожным фактором. Более того, если внимательно посмотреть на периоды опережающего роста запасов УВС, то можно определить, что в период 1985–1991 гг. запасы нефти росли за счет трех стран ближневосточного региона– Ирана, Ирака и Саудовской Аравии, а запасы газа существенно росли только в СССР, в период 1998–2002гг. запасы нефти росли за счет нетрадиционной высоковязкой нефти провинции Атабаска в Канаде, а газа – Катара. В период 2006–2011 гг. запасы нефти росли за счет нетрадиционной высоковязкой нефти пояса реки Ориноко в Венесуэле, а газа – за счет месторождения «Галкыныш» в Туркменистане. Таким образом, запасы нефти восполнялись в основном за счет нетрадиционной высоковязкой битуминозной нефти провинции Атабаска в Канаде и пояса реки Ориноко в Венесуэле, также ряда стран Ближнего Востока, а запасы газа – за счет нескольких стран Ближнего Востока, России, Туркменистана и нетрадиционного «сланцевого» газа США [3].
Анализ прироста запасов газа и нефти в мире за период 2007–2017 гг. [8] показан на рис. 6.
Из заявленных аналитиками компании «British Petroleum» прироста запасов нефти 40,6 млрд т – 31,8 млрд т – это нетрадиционная высоковязкая нефть пояса реки Ориноко в Венесуэле, рост запасов во всех остальных регионах мира составил только 8,8 млрд т. А из заявленного прироста запасов газа в 29,8 трлнм3, 16,9 трлн м3 – это газ локального месторождения «Галкыныш» на юго-востоке Туркменистана, во всех остальных регионах мира прирост запасов газа составил только 12,9 трлн м3 [8].
Cравнение показателей накопленной добычи (млрд т н.э.), прироста запасов (млрд т н.э.) углеводородов, а также рассчитанного показателя коэффициента восполнения запасов в периоды 2004–2014 гг. [9] и 2007–2017гг. [8] показано на рис. 7.
За рассматриваемые периоды накопленная добыча выросла на 2,3 %, прирост запасов снизился на 14,4%, а коэффициент восполнения запасов снизился на 16,5%.
Сравнение тех же показателей за те же периоды по странам – лидерам добычи углеводородов в мире – России, США и Саудовской Аравии, показано на рис. 8.
В странах-лидерах по добыче углеводородов можем наблюдать абсолютно ту же тенденцию, что и в мире в целом – накопленная добыча растет, прирост запасов снижается, и значение коэффициента восполнения запасов снижается также, причем, в России значение этого коэффициента, согласно данным компании «British Petroleum», самое низкое – 0,08.
В 2020 г. Государственная Комиссия по запасам РФ опубликовала список нефтегазовых месторождений, открытых в России в 2019 г., что показано в табл. 2.
По категории С1, которая в системе SPE-PRMS относится к категории запасов Р90, прирост запасов нефти за год составил 19,9 млн т, а природного газа – только 73,9 млрд м3, что является весьма тревожным сигналом для отрасли.
Если рассмотреть динамику показателя удельной добычи углеводородов в 2007–2017 гг., который измеряется в тоннах н.э. на метр построенной скважины и считается условным интегральным показателем эффективности «upstream» нефтегазовой отрасли, так как в числителе стоит денежный поток, а в знаменателе – затраты, то мы видим, что в период с 2007 по 2017 гг. значение этого показателя снизилось с 69,5 тонн н.э./метр до 40,8 т н.э./на метр, что показано на рис. 9.
Это связано, прежде всего, с тем, что в регионах, обеспечивающих основную долю добычи нефти и газа России, нефтяники и газовики вынуждены уходить на значительно большие глубины – в ТРИЗы и нефтематеринские свиты. При этом наблюдается существенное снижение дебитности скважин по основным продуктам из-за снижения показателей фильтрационно-емкостных свойств эксплуатируемых объектов.
Несколько слов необходимо сказать и об основной проблеме тепловой энергетики – ее крайне низкой эффективности, о чем еще в начале 20-го века говорил гениальный русский ученый Д.И. Менделеев. Схема традиционной генерации электроэнергии на электростанции конденсационного типа, работающей на органическом топливе, с учетом реальных и даже перспективных значений КПД тепловых и электрических машин и систем, участвующих в процессе преобразования энергии, показана на рис. 10.
В результате всех контуров преобразования энергии и транспортировке ее до потребителя только 14–26 % энергии сжигаемого топлива преобразуется в электрическую энергию. Это соответствует ранее проведенным автором исследованиям по эффективности тепловой энергетики [10, 11].
Данные по централизованной генерации электроэнергии (ТВт*час) на тепловых станциях конденсационного типа, гидроэлектростанциях, атомных тепловых станциях и из возобновляемых источников энергии в странах «G-20» за 2018 г. [3] приведены в табл. 3.
Основой централизованной генерации электроэнергии являлся уголь (~37,9 %) и природный газ (~23,2 %). Доля гидроэнергетики составила ~15,7 %, генерация на атомных станциях сопоставима с генерацией из ВИЭ: по ~10,1 %, а доля нефтепродуктов не превышала 3 %. С 2019 г. генерация из ВИЭ стала превосходить генерацию на атомных станциях [3]. Анализ структуры генерации электроэнергии по странам позволяет нам определить потенциальных покупателей российского газа, так как существующие в мире тенденции декларируют скорейший отказ от использования угля в централизованной генерации и замену иными, более экологически чистыми источниками энергии. Как показывает анализ [12], на среднесрочную перспективу наиболее предпочтительным источником энергии для тепловых станций может быть только газ, и это очень важно для нефтегазовой отрасли России.
Доля использования угля и газа в централизованной генерации среди стран «G-20» в 2018 г. показана на рис. 11.
Доля органического топлива, сжигаемого на ТЭЦ, является показателем эффективности использования органического топлива, так как централизованная генерация кратно эффективнее децентрализованной, эффективность которой зачастую просто не поддается оценке [5]. В силу огромной территории России, разбросанности ее населения по разным регионам и холодного климата, у нас одна из самых низких долей использования угля в централизованной генерации среди стран G-20 – 46,9%, а доля газа в централизованной генерации – только 28,7%, что еще раз показывает, что наша энергетика эффективной не является – это своего рода «плата» за протяженную, разветвленную и старую энергетическую инфраструктуру, обеспечивающую энергией огромную и холодную по мировым меркам территорию России.
Проведенный выше анализ показывает постоянно растущие потребности в энергии [5], низкую эффективность тепловой энергетики, являющейся в настоящее время основой глобальной системы энергообеспечения [11], а также отсутствие реальных данных о значимых в масштабах глобального энергопотребления росте запасов органического топлива [9], способных решить проблему мирового энергообеспечения на столетия вперед. В этой связи решением проблемы устойчивого энергообеспечения на долгосрочную перспективу могли бы стать работы по следующим направлениям:
• освоение новых потенциальных регионов нефтегазодобычи, но это потребует строительства гигантской инфраструктуры в удаленных и необжитых регионах, в том числе и на шельфах Арктических морей [9];
• освоение нефтематеринских свит в обустроенных регионах нефтегазодобычи, но это потребует разработки новых инновационных технологий [13];
• развитие проектов энергообеспечения с использованием ВИЭ, особенно в регионах с неразвитой энергетической инфраструктурой или полным отсутствием таковой [14].
Скорее всего, глобальными энергетическими компаниями работы будут вестись по всем трем направлениям, что совершенно верно с точки зрения минимизации рисков ошибок, которые могут привести к серьезным проблемам энергетической безопасности, как России, так и мира в целом.
Огромная территория России имеет централизованное энергоснабжение только на той части территории, где традиционно проживало подавляющее большинство населения, автономное энергоснабжение на той части территории, где в середине 20-го века началось освоение минеральных ресурсов, таких как нефть, газ, уголь, руды металлов и многое другое. Однако до сих пор около 60% территории страны не имеет никакой энергетической инфраструктуры по той простой причине, что никто там не жил и не вел хозяйственную деятельность, что показано на рис. 12.
И как раз на этих территориях мы, работники нефтегазового комплекса, начали проводить геологоразведочные работы, причем, на разведочном и поисково-оценочном этапе ГРР, когда нет промышленной добычи нефти и газа, все энергообеспечение производственных процессов осуществляется за счет дизель-генераторных установок. Реальная себестоимость производимой таким образом энергии превышает 100–120 руб/кВт*час, что объясняется очень дорогой логистикой дизельного топлива в удаленные северные регионы.
В этой связи многие компании нефтегазового сектора могут рассматривать варианты альтернативного энергообеспечения в удаленных регионах, где либо отсутствует энергетическая инфраструктура, либо она там недостаточно развита, за счет энергии возобновляемых источников, таких как солнце, ветер, малая гидроэнергетика, геотермальная энергетика и т. д. [15]. Алгоритм выбора таких источников энергии заключается в анализе всех существующих в регионе ВИЭ, определении технически доступных источников энергии, изучении опыта применения подобных источников как в мире в целом, так и в Китайской Народной Республике, которая уверенно становится нашим глобальным партнером, и опыт которой намного превосходит опыт самых развитых стран ОЭСР, а потом – оценке экономической эффективности использования различных, технически доступных ВИЭ, в том числе и с учетом различных их комбинаций. И как финал, выбор оптимальной со всех точек зрения схемы реализации проекта энергообеспечения на период проведения первых двух этапов ГРР, что показано на рис. 13.
Развитие проектов ВИЭ крупнейшими нефтегазовыми компаниями мира позволит решить ряд локальных и глобальных задач, как это показано на рис. 14.
Решение локальных задач в ближайшей перспективе позволит обеспечить:
• энергообеспечение удаленных и автономных объектов НГК в регионах страны, где либо нет энергетической инфраструктуры, либо она там недостаточно развита;
• повышение энергетической эффективности объектов НГК за счет максимального сбережения товарных углеводородов, используемых на технологические цели.
Решение глобальных задач в среднесрочной и долгосрочной перспективе:
• НГК России является важнейшей частью ТЭК страны, поэтому развитие проектов альтернативных источников энергии позволит компенсировать в системе энергообеспечения страны ожидаемое снижение добычи углеводородов в долгосрочной перспективе;
•декарбонизация глобальной мировой энергетики.
Лидером по установленной мощности ВИЭ (без гидроэнергетики) в 2019 г. являлся Китай – более 416 ГВт, на втором месте с большим отставанием находятся США– чуть более 167 ГВт, на третьем месте Германия – почти 110 ГВт [3], что показано на рис. 15.
Среди стран-лидеров России нет, так как все усилия в период существования СССР были направлены на развитие гидроэнергетики, особенно на крупных гидроузлах в Восточной Сибири.
В структуре генерации электрической энергии стран «G-20» в 2019 г. основную долю занимала тепловая генерация, основанная на сжигании органического топлива, а также атомной энергии [3], что показано на рис. 16.
В настоящий момент только в трех странах из стран «G-20» – Бразилии, Канаде и Германии, генерация электроэнергии из ВИЭ превосходит генерацию на тепловых станциях, работающих на органическом топливе [3].
Сравнение доли тепловой генерации электроэнергии на ТЭЦ и АЭС и доли ВИЭ в 2019 г. [3] показано на рис. 17.
Из стран «G-20» только в Бразилии и Канаде доля ВИЭ превосходит долю тепловой генерации – в Бразилии эта доля составляет 82,6 %, а в Канаде – 65,4 %, и в обеих странах этот результат достигнут прежде всего за счет доминирующей доли гидроэнергетики [3]. Несмотря на практически полное отсутствие солнце- и ветровой генерации в России, доля ВИЭ с учетом оставленных нам в наследство от СССР гидроэлектростанций составила в 2019 г. 17,9 %, что выше, чем в США – 17,6 %, Индонезии– 11,9 %, Республике Корея и ЮАР – 7,1 %. Это внушает определенный оптимизм.
Как-то в начале 2000-х гг., во время очередной командировки в США на заправке компании «British Petroleum» я увидел заинтересовавший меня слоган – «Мы продаем не топливо, мы продаем энергию!». Эта абсолютно верная идея активно реализуется всеми крупнейшими компаниями НГК в настоящее время. Мировые энергетические гиганты обоснованно претендуют на роль лидеров в развитии проектов альтернативной инновационной энергетики по следующим причинам:
• у них есть видение и опыт реализации гигантских энергетических проектов;
• у них есть инвестиционный потенциал для реализации подобных проектов;
• у них есть научный, технический и технологический потенциал для реализации проектов инновационной энергетики.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина с 2013 г. начались работы над развитием проектов ВИЭ для объектов нефтегазового комплекса России, в частности мы разрабатываем концепцию применения:
• автономных комбинированных энергетических установок с применением солнечной, ветровой и накопителей электрической энергии мощностью до 100 кВт;
• модульных ветродизельных электростанций (ВДЭС) мощностью до 1 МВт;
• солнечных электростанций с применением фотоэлектрических панелей мощностью до 50 кВт;
• гидродинамических генераторов для энергообеспечения ППБУ;
• тепловой энергии скважинного флюида для получения тепловой и электрической энергии на промысле;
• термохимического аккумулирования энергии с помощью реакции десорбции смеси хлорида стронция SrCl2 и аммиака NH3 при нагреве от тепла скважинного флюида, с последующим получением тепла и энергии при реакции абсорбции;
• получения дизельного топлива по технологиям GTL с использованием попутного нефтяного газа;
• использования водорода в топливных элементах малой и средней мощности;
• использования грунтовых тепловых насосов мощностью до 100 кВт для теплоснабжения объектов нефтегазового комплекса.
ВЫВОДЫ
Анализ, основанный на изучении трендов развития мировой энергетики, а также на многочисленных дискуссиях как с отечественными, так и зарубежными специалистами в области энергетики, привел автора к мысли, что если в настоящий момент почти 85 % потребляемой энергии мы получаем из органического топлива и только 15 % – это так называемая «безуглеродная» энергетика, включающая атомную и гидроэнергетику, а также ВИЭ– к середине 21-го века скорее всего будут доминировать так называемые «гибридные» схемы энергообеспечения с применением на паритетных началах теплоэнергетики и ВИЭ, то к концу 21-го века – началу 22-го века основой энергопотребления должна стать теплоэнергетика, основанная на управляемом термоядерном синтезе или, как вариант, на водородной энергетике. И только 10–15 % энергии мы будем получать из органического топлива и то в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания, эксплуатация которых неизбежно будет продолжаться в силу огромного количества технических средств, работающих на ДВС, что схематично показано на рис. 18.
Как может видеть читатель, все сделанные выше выводы основаны на анализе существующих трендов развития энергетики и научно-технического прогресса. Однако любой научный прорыв в сфере энергетики может поменять эти тренды основательно. Но пока прорыв не достигнут, можно считать эти прогнозы обоснованными, а если кто-то считает, что это не так, мы готовы к дискуссии.
