|
| |
|
Главная -> Экология
Новый нефтяной век. Переработка и вывоз строительного мусораН. В. Шилкин, доцент МАрхИ В настоящее время в нашей стране осуществляется переход на индивидуальные тепловые пункты (ИТП), которые позволяют обеспечить регулирование и учет теплопотребления на каждом конкретном объекте. Для инвестора большой интерес представляет экономический результат внедрения их затрат. В нашей стране в крупных городах теплоснабжение жилых микрорайонов и промышленных объектов осуществляется посредством централизованных систем на базе теплофикации. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии остается наиболее эффективным методом использования топлива для целей отопления и горячего водоснабжения с наименьшими экологическими последствиями. Теплоснабжение от групповых или автономных (пристроенных или крышных) газовых котельных, а также от квартирных котлов с закрытой топкой при достаточно низких капитальных затратах (из-за отсутствия протяженных сетей теплоснабжения и относительно низкой стоимости топлива), а также при системном анализе с учетом возрастания в 2–2,5 раза стоимости электроэнергии при ее выработке по конденсационному циклу становится неконкурентоспособным при сосредоточенной тепловой нагрузке. На отдельных удаленных участках застройки сооружение котельной может быть оправдано, хотя и в этих случаях оно должно быть сопоставлено со строительством мини-ТЭЦ, использующих компактные газотурбинные установки или газопоршневые двигатели для одновременной выработки тепловой и электрической энергии. Основными направлениями регулирования расхода тепловой энергии и совершенствования систем централизованного теплоснабжения, которые приводят к значительной экономии тепла, являются [1]: – осуществление автоматического регулирования расхода тепловой энергии как на центральных тепловых пунктах (ЦТП), так и на вводе в зданиях в индивидуальных тепловых пунктах (ИТП), т. е. автоматизация тепловых пунктов; – постепенный отказ от ЦТП и перенос оборудования приготовления горячей воды на бытовые нужды в здания (переход на ИТП); – повышение в связи с этим эффективности автоматического регулирования отопления (пофасадное авторегулирование и авторегулирование с коррекцией по температуре внутреннего воздуха, учитывающие индивидуальные особенности здания, оснащение отопительных приборов термостатами – индивидуальными автоматическими регуляторами теплового потока). Ниже рассмотрим некоторые аспекты изменения схемы централизованного теплоснабжения, связанного с отказом от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП) и внедрением индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), в результате чего появляется возможность регулирования и учета теплопотребления на каждом конкретном объекте. В нашей стране получила широкое распространение система теплоснабжения с ЦТП – групповыми тепловыми пунктами, через которые осуществляется подача тепла по отдельным трубопроводам на отопление и горячее водоснабжение зданий. При этом требуется обеспечить температуру воздуха в квартирах не ниже минимально допустимого уровня (18 °С). При наличии ЦТП часто при жалобах населения на низкую температуру в помещениях не устраняются локальные причины ее возникновения, а увеличивается расход тепловой энергии на все здания, снабжающиеся от данного ЦТП. Это приводит к росту температуры обратной воды, перегрузке головных магистралей и хроническому отставанию в режиме работы концевых потребителей – в результате тепловые сети работают с превышением расчетного расхода воды как минимум на 30–40 %. Обычно системы отопления каждого дома или даже секции присоединяются к квартальным тепловым сетям от ЦТП через элеватор, основным положительным свойством которого является обеспечение постоянного коэффициента смешения (эжекции) независимо от изменения температур подаваемой или подмешиваемой воды и постоянного расхода воды из тепловой сети при неизменном располагаемом напоре независимо от изменения расхода воды, циркулирующей в системе отопления. Однако при регулировании отопления посредством термостатов это приводит к тому, что в однотрубных системах при закрытии термостатов из-за сброса горячей воды мимо отопительного прибора растет температура обратной воды, вследствие чего возрастает температура воды в подающем трубопроводе и, соответственно, возрастает нерегулируемая теплоотдача трубопроводов стояков системы отопления, что снижает эффективность авторегулирования термостатами. В двухтрубных системах закрытие термостатов приводит к сокращению расхода воды, циркулирующей в системе, но расход сетевой воды, проходящей через сопло элеватора, остается неизменным, что также приводит к росту температуры воды в подающем трубопроводе системы отопления, а соответственно, и к нерегулируемой теплоотдаче стояков. Во избежание этого необходимо осуществлять автоматическое регулирование температуры воды в подающем трубопроводе системы отопления по графику в зависимости от наружной температуры в местах подключения систем отопления к тепловым сетям, как это рекомендовано разделом 4 МГСН 2.01–99 [2]. Обязательность осуществления автоматического регулирования отопления на вводе в здание как в системах с пофасадным авторегулированием, так и в системах с термостатами; недолговечность трубопроводов внутриквартальных сетей горячего водоснабжения; требования в современных рыночных условиях установки приборов учета тепла и воды в каждом здании – эти факторы ставят под сомнение необходимость теплоснабжения жилых зданий и микрорайонов в нашей стране через групповые тепловые пункты (ЦТП), после которых отдельные здания снабжаются по самостоятельным трубопроводам горячей водой на отопление и водопроводной водой на бытовые нужды, нагретой в теплообменниках, установленных в ЦТП [1]. В связи с указанными обстоятельствами актуальным является переход от групповых тепловых пунктов (ЦТП) к индивидуальным (ИТП), расположенным в отапливаемом здании. Это решение, помимо повышения эффективности авторегулирования отопления, позволяет отказаться от распределительных сетей горячего водоснабжения, а также снизить потери тепла при транспортировке и расход электроэнергии на перекачку бытовой горячей воды. Перенос центров приготовления горячей воды на бытовые нужды ближе к ее потреблению (в здание), ликвидация благодаря этому ЦТП и внутриквартальных сетей горячего водоснабжения не только повышает качество снабжения горячей водой жителей, но и, как показали расчеты, выполненные еще в 1970-х годах В. И. Ливчаком [3, 4], оказывается эффективнее решения с ЦТП как по капиталовложениям, так и по эксплуатационным затратам, поскольку в этом случае уменьшаются теплопотери, расход электроэнергии на перекачку и циркуляцию горячей воды, а также повышается эффективность авторегулирования отопления. Однако отсутствие в то время необходимого оборудования (компактных теплообменников, малошумных циркуляционных насосов, приборов авторегулирования и учета тепла) оставили это решение нереализованным, за исключением нескольких демонстрационных объектов. Автоматизированные ИТП в сочетании с индивидуальным автоматическим регулированием теплоотдачи отопительных приборов позволяют полностью осуществить в зданиях мероприятия по экономии тепла, воды, электроэнергии на перекачку, а также получить снижение затрат на прокладку трубопроводов систем тепловодоснабжения (особенно при 2-зонном водоснабжении). Наличие малошумных циркуляционных насосов, компактных теплообменников и приборов авторегулирования подачи и учета тепла позволяют успешно решить эту задачу. Отказ от ЦТП и управление регулированием подачей тепла на отопление и горячее водоснабжение в ИТП, помимо прочего, приводит к сокращению потерь тепла внутриквартальными теплопроводами и к снижению расхода электроэнергии на перекачку теплоносителя. Применение ИТП в Москве инициируется распоряжением премьера Правительства Москвы № 1172–РП от 24.11.1995 года «О внедрении в строительство моноблочных индивидуальных тепловых пунктов» и МГСН 2.01–99 [2]. Переход на систему теплоснабжения с ИТП целесообразен не только в новом строительстве, но в существующих микрорайонах, где из-за выработки ресурса требуется замена внутриквартальных сетей и оборудования ЦТП [1]. Подобные решения по реконструкции применены, в частности, в Германии. В восточных землях (бывшей ГДР), где применены аналогичные с Москвой системы теплоснабжения с ЦТП, последние оставляют как водопроводные подкачивающие станции, демонтируя тепломеханическое оборудование. Внутриквартальные трубопроводы системы горячего водоснабжения отключают, а по трубопроводам отопления подают перегретую воду в каждый дом. В тепловых пунктах зданий устанавливают теплообменное оборудование, малошумные насосы, системы авторегулирования и учета тепловой энергии и воды. Считается, что такое решение, по сравнению с ЦТП и многотрубными сетями от них, дает экономический эффект до 25 %, повышает надежность и комфортность теплоснабжения [5]. Кроме того, без сооружения ИТП сложно организовать подомовой учет потребления холодной и особенно горячей воды, поскольку при теплоснабжении от ЦТП разводящие сети проходят транзитом по зданию в следующие дома с врезкой отдельных стояков в этот транзитный трубопровод. Поэтому для оценки потребления воды зданием необходимо ставить водосчетчики почти на каждый стояк, включая и циркуляционные, а измерить расход тепла, потребляемого системой горячего водоснабжения каждого дома, вообще не представляется возможным. При ИТП, когда подготовка горячей воды осуществляется централизованно для всего дома в теплообменниках, установленных в этом тепловом пункте, для измерения расхода воды, потребляемой системой горячего водоснабжения, достаточно установить один водосчетчик, а расход тепловой энергии определяется по разности показаний теплосчетчиков, устанавливаемых на сетевой воде на вводе в ИТП и поступающей на отопление. Оценку экономической эффективности [6, 7] изменения схемы централизованного теплоснабжения, связанного с отказом от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП) и внедрением индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), рассмотрим на примере 17-этажного (первый этаж нежилой) двухсекционного 128-квартирного здания, расположенного в Москве, удельный расход тепловой энергии на отопление которого составляет 102 кВт•ч/м2. Срок эксплуатации ИТП принимаем равным 20 лет (Тсл = 20 лет). Согласно [6], принимаем значение нормы дисконта r = 0,10 (10 %). Стоимость тепловой энергии (прогнозную) принимаем равной 0,77 руб./кВт•ч. Примем для расчета, что отказ от применения ЦТП и переход на ИТП приводит к снижению расхода тепловой энергии на отопление на 15 %, и, таким образом, удельный расход тепловой энергии на отопление здания составляет 87 кВт•ч/м2. Снижение затрат тепловой энергии в стоимостном выражении (т. е. ежегодный средний дополнительный доход за счет экономии энергоресурсов в течение всего срока эксплуатации энергосберегающих мероприятий) составляет 0,012 тыс. руб./(м2•год) ( Д = 0,012 тыс. руб./(м2•год)). Стоимость ИТП с учетом монтажа составляет 420 тыс. руб., отсюда величина инвестиций, отнесенных к 1 м2 площади, составляет 0,058 тыс. руб./м2 (К = 0,058 тыс. руб./м2). Экономическую эффективность определим для двух схем использования поступающих доходов: их дисконтирования (использования в качестве оборотных средств) и наращения (капитализации – наращивания под проценты, например, путем дачи их взаймы). Согласно [6], для оценки экономической эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия необходимо определить следующие критерии экономической эффективности (с учетом дисконтирования и наращения): – срок окупаемости инвестиций; – чистый доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих мероприятий; – индекс доходности инвестиций (отношение полного дохода к величине инвестиций, характеризующее относительную отдачу инвестиционного проекта на вложенные средства). Порядок расчета 1. В соответствии с п. 3.1.3 главы 2 «Руководства по оценке экономической эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия» [6] определяем полный доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих мероприятий. 1.1. Полный дисконтированный доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих мероприятий ДДТсл, тыс. руб./м2, определяется по формуле (57): ДДТсл = Д [1 - (1 + r) –Тсл] / r = 0,102 тыс. руб./м2. 1.2. Полный доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих мероприятий при наращении (капитализации) поступающих доходов НДТсл, руб., определяется по формуле (58): НДТсл = Д [(1 + r)Тсл - 1] / r = 0,687 тыс. руб./м2. 2. В соответствии с п. 3.1.2 главы 3 указанного «Руководства…» определяем чистый доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих мероприятий. 2.1. Чистый дисконтированный доход ЧДД, тыс. руб./м2, определяется по формуле (55): ЧДД = Эд - К = 0,044 тыс. руб./м2. 2.2. Чистый доход при наращении (капитализации) всех поступающих доходов ЧНД, тыс. руб./м2, определяется по формуле (56): ЧНД = Энр - К = 0,687 тыс. руб./м2. 3. В соответствии с п. 3.1.1 главы 3 указанного «Руководства…» определяем срок окупаемости инвестиций. 3.1. Бездисконтный срок окупаемости инвестиций Т0, лет, определяется по формуле (53): Т0 = К / Д = 4,8 года. 3.2. Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов за счет экономии энергоресурсов Тд, лет, определяется по формуле (52): Тд = -ln (1 - Т0 r) / ln (1 + r) = 6,9 лет. 3.3. Срок окупаемости инвестиций при наращении (капитализации) поступающих доходов за счет экономии энергоресурсов Тн, лет, определяется по формуле (54): Тн = ln (1 + Т0 r) / ln (1 + r) = 4,1 года. 4. В соответствии с п. 3.1.4 главы 3 указанного «Руководства…» определяем индекс доходности инвестиций. 4.1. Индекс доходности инвестиций при условии дисконтирования всех поступающих доходов ИДд в течение срока эксплуатации энергосберегающих мероприятий определяется по формуле (59): ИДд = ДДТсл / К = 1,761. 4.2. Индекс доходности инвестиций при условии наращения (капитализации) всех поступающих доходов ИДн в течение срока эксплуатации энергосберегающих мероприятий определяется по формуле (60): ИДн = НДТсл / К = 11,850. Полученные результаты сведены в таблице. Таблица Критерии экономической эффективности изменения схемы централизованного теплоснабжения, связанного с отказом от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП) и внедрением индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) Схема расчета Срок окупаемости, лет Удельный чистый доход за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации энергосберегающих ме- роприятий, тыс. руб./м2 Индекс доходности инвестиций С учетом дисконти- рования доходов 6,9 0,044 1,761 С учетом наращения (капитализации) доходов 4,1 0,629 11,850 Заключение Величина общего чистого дохода за счет экономии энергоресурсов за весь период эксплуатации ИТП при дисконтировании и наращении составляет 316,237 и 4 520,749 тыс. руб. соответственно. Результаты расчетов показали, что переход на ИТП достаточно эффективен и с экономической точки зрения. Низкие сроки окупаемости позволяют отнести этот способ экономии энергии к малозатратным и быстроокупаемым.
Леонардо Мауджери Нет сомнений в том, что мы вступили в эру раздутых цен на энергоносители, которые уже привели к буму новых технологий и снижению потребления. Насколько радикальными будут эти перемены? Ответ зависит в значительной степени от того, каков истинный объем залежей нефти на Земле. Но не сомневайтесь – ее еще очень много. Это новый нефтяной век, а вовсе не конец той нефти, которую мы знаем. Сколько же нефти скрыто под поверхностью Земли? История изобилует далекими от реальности оценками ее запасов. В 1920-е годы, к примеру, Англо-персидская нефтяная компания, ныне British Petroleum, отказалась вкладывать средства в Саудовскую Аравию, считая, что в этой стране нет ни капли нефти. В 1919 году Геологическая служба США предсказывала, что нефть в Соединенных Штатах закончится через десять лет. Однако когда эти десять лет прошли, обнаружение огромных месторождений, прежде всего Черного гиганта в Техасе, создало мощнейший избыток нефти, который чуть не разрушил американскую экономику. Знаменитый доклад ЦРУ предсказывал стремительное истощение доступных месторождений, а президент Джимми Картер предупреждал, что нефтяные скважины высыхают везде в мире . Вместо этого в 1986 году цены на нефть, как это неоднократно случалось с ними и раньше, рухнули из-за огромного перепроизводства. Теперь апокалипсические предсказания снова в моде – истощение нефтяных ресурсов намечено на конец нынешнего десятилетия или на следующее. Вердикт новых адептов теории катастроф может казаться более убедительным, поскольку они используют статистические и вероятностные модели, чтобы проникнуть в тайны, скрытые в толще нашей планеты. Но на самом деле никуда они не проникают. В целом то немногое, что известно о скрытых в мировых недрах ресурсах, скорее дает основания для оптимистического взгляда в будущее. Исторически высокие цены на нефть всегда вели к инвестиционному буму и замедлению роста потребления, и именно это мы наблюдаем сегодня. Инвесторы вкладывают сотни миллиардов долларов в энергоносители - от типичной нефти до нетипичной (нефтеносные пески, горючий сланец), и во все альтернативные источники энергии - от природного газа до биотоплива и разжиженного угля. Иными словами, высокие цены – это необязательно плохая новость для мировой экономики, поскольку они подстегивают инновации и эффективность и одновременно способствуют бережливости. И тем не менее никто не может знать, сколько продлится эта эпоха. Учитывая наше фундаментальное незнание того, что лежит под нашими ногами, лучшим пари было бы считать, что еще десятки лет рынок останется циклическим и будет характеризоваться сменой периодов бума периодами спада. Сейчас мы переживаем период высоких цен, аналогичный 1970-м годам, но есть и принципиальные отличия. Сегодня более 90% нефтяных запасов находятся под контролем стран-производителей, многие из которых проводят политику энергетического национализма. Эта националистическая тенденция, направленная на удержание высоких цен, может задушить новые разработки. Она может также усилить и без того растущую напряженность, которую мы наблюдаем между производящими и потребляющими странами, которая сталкивает Запад и Россию, США и Венесуэлу, и так далее. Проще говоря, проблема нефти находится не под землей, а на ней. И все-таки впечатление, что у нас кончаются запасы нефти, так крепко укоренилось в массовом сознании, что требует корректировки. Причина того, что мы видим столько некорректных гаданий о количестве нефти, состоит в том, что даже самые продвинутые технологии не могут рассказать нам, сколько сырой нефти содержится в земной коре. Еще не разработан такой метод, который позволял бы целенаправленно искать новые месторождения или хотя бы устанавливать истинные размеры известных запасов. Хотя общепринятая точка зрения состоит в том, что запасы нефти конечны, никто не знает наверняка, насколько они конечны. А чтобы еще более усложнить картину, можно заметить, что сейчас переживает некоторый ренессанс старая российская теория о том, что нефть может возникать в глубинах Земли в результате химических реакций, а не в результате разложения ископаемых ближе к поверхности. Это создает туманную, но интригующую перспективу, при которой нефть оказывается возобновляемым ресурсом. Но даже стандартная теория природных ископаемых содержит немало загадок. Согласно ей, нефть происходит из умирающих и разлагающихся организмов, которые были покрыты в течение многих тысячелетий слоями осадочных пород и каменной породы, и постепенно просачивавшихся глубже в Землю, пока они не достигли непроницаемого каменного барьера на глубине примерно 2100-4500 метров. Там давление и температура вызвали химические реакции, которые превратили органические отложения в нефть и газ. Нефть, оказывается, сосредоточена в микроскопических клетках пористой породы в так называемых осадочных бассейнах. Пока что было по-настоящему обследовано только около 30% всех осадочных бассейнов, которые, как предполагается, существуют. Даже самые продвинутые технологии изучения подпочвы, основанные на трехмерном сейсмическом отражении, могут только предполагать возможность залежей углеводородов. Хотя сейсмические методы иногда сравнивают с медицинскими ультразвуковыми исследованиями, которые могут дать представление о секретах, скрытых в глубине человеческого тела, на самом деле они не дают сопоставимые по ясности результаты. Сейсмические волны отражаются от нижних слоев подпочвы и возвращают нам лишь следы, которые затем обрабатываются с помощью изощренных компьютерных программ, чтобы в результате получить рудиментарные картинки, допускающие разную интерпретацию. Этот метод еще довольно нов и очень дорог и к тому же может оказаться бесполезным, если, например, залежи соли блокируют сейсмические волны. Пока что он применялся только к нескольким осадочным бассейнам. Короче говоря, глубина наших знаний о нефтяной географии еще меньше, чем наша осведомленность о топографии океанских глубин, для которых наши карты все еще больше напоминают эскизы художника. Только разведочные скважины могут дать более точную информацию о том, что лежит под поверхностью Земли. Однако разведка путем бурения гораздо менее распространена, чем принято думать. К 1930-м годам отчаянные бурильщики поисковых скважин копали повсюду в таких нефтяных городах, как Килгор, штат Техас, где буровые вышки появились даже в церковном дворе. В общей сложности в США пробурили около 1 млн. разведочных скважин, а в Персидском заливе – только 2 тысячи, причем 300 из них – в Саудовской Аравии. Даже сегодня больше 70% разведочных работ сконцентрировано в США и Канаде, которые вместе обладают только тремя процентами мировых запасов нефти. На Ближнем Востоке, наоборот, с 1992-го по 2002 год пробурили только 3% разведочных скважин, хотя там залегает более 70% мировых запасов нефти. Более того, анализ одних и тех же кернограмм из разведочных скважин может привести разных экспертов к противоположным выводам. В начале 2000-х годов Shell и его партнер по разработке месторождений в Индии Cairn Energy разошлись во мнении о том, указывала ли кернограмма на наличие нефти. Shell передала участок компании Cairn, которая с тех пор обнаружила там от 380 до 700 млн. баррелей нефти. Так что нефтяная разведка по-прежнему зависит от человеческих суждений. В то же время добыча нефти из известных месторождений может преподнести ряд поразительных сюрпризов. Учитывая его сложную природу, нефтяной резервуар всегда будет удерживать в ловушке часть нефти, даже после очень длительной и интенсивной разработки. Это значит, что нефтяные поля, не дающие больше нефти, все еще содержат более или менее обширные запасы углеводородов, которые просто не могут быть извлечены с использованием современной технологии так, чтобы это было экономически выгодно. Сегодня средний уровень добычи составляет примерно 35% предполагаемых залежей нефти, то есть только 35 баррелей из 100 могут быть извлечены на поверхность. И только часть этих 35 баррелей считаются доказанными запасами , то есть непосредственно доступными для добычи и продажи. Технология в этом отношении играет определяющую роль. В течение десятилетий технологии существенно увеличили объемы нефти, которая может быть добыта – с помощью введения воды и природного газа, а также с помощью горизонтального бурения, гидроразрывов пласта и другими способами. Весь этот прогресс сильно повысил в среднем долю добываемой нефти, которая 30 лет назад составляла 20% и менее чем 15% – 60 лет назад. В будущем можно ожидать новых достижений от тех технологий, которые еще только-только появились. Новые методы разработки месторождений со временем увеличили существующие резервы даже при отсутствии новые открытий. Нефтяная литература пестрит примерами такого рода. Самый поразительный – месторождение на реке Керн в Калифорнии, обнаруженное в 1899 году. В 1942 году его оставшиеся резервы оценивались в 54 млн. баррелей. Однако с 1942 по 1986 год оно принесло 736 млн. баррелей, и в нем по-прежнему остаются 970 млн. В одном мы можем быть уверены – наши знания о запасах нефти постоянно пересматриваются, и, как правило, в сторону увеличения этих запасов. Вот почему на протяжении десятилетий все попытки оценить нефтяное богатство нашей планеты оказывались слишком сдержанными, даже тогда, когда эти оценки включали вероятностные утверждения об обнаружении новых месторождений в будущем и об увеличении коэффициентов нефтеотдачи. Так что же лежит под нашими ногами? По самым последним оценкам возможных извлекаемых нефтяных ресурсов, сделанным Международным энергетическим агентством на основе работ Геологической службы США, эта цифра составляет около 2,6 трлн. баррелей, из которых около 1,1 трлн. считаются доказанными резервами . Остальное составляют ресурсы, которые обнаружены, но еще не разработаны, и предположения, как о будущем увеличении коэффициента нефтеотдачи, так и о размерах пока не открытых месторождений. Сегодня мир потребляет около 30 млн. баррелей нефти в год. С учетом предполагаемого роста менее чем на 2% ежегодно это означает, что если прогноз МЭА верен, то запасов нефти хватит на большую часть нынешнего столетия. По моим прогнозам, ее хватит на гораздо более долгий срок. Приведенные цифры не учитывают дополнительные примерно 1 трлн. баррелей технически извлекаемой, так называемой нефти нетипичного происхождения вроде сверхтяжелой нефти, горючего сланца и нефтяных песков. Между тем добыча нефти из этих источников растет по мере того, как высокие цены и новые технологии делают ее коммерчески рентабельной. Более того, вероятностные оценки, сделанные МЭА, вероятно, слишком скромны. Так что возможно, мы живем уже в новой эре, учитывая, что период высоких цен, который, если продлится достаточно долго, может кардинально изменить энергетический рынок и то, как он движет миром. Но это новый нефтяной век, а вовсе не конец той нефти, которую мы знаем. Во всяком случае, не в нынешнем столетии.
Подорожание электроэнергии для п. Глобальная газовая большая игра. Новая. Использование альтернативных ист. Детандер-генераторные электроста. Главная -> Экология 
|