Содержание
Введение…………………………………………………………………………………….3
Состояние и перспективы
развития альтернативной энергетики в
России…………….5
Российская атомная энергетика:
современное состояние и перспективы………………9
Биогазовая энергетика в
России: современное состояние и
перспективы развития…..17
Заключение………………………………………………………………………………….23
Список литературы…………………………………………………………………………25
Введение
В природе запасы энергии
огромны. Ее несут солнечные лучи,
ветры и движущиеся массы воды,
она хранится в древесине, залежах
газа, нефти, каменного угля. Практически
безгранична энергия, «запечатанная»
в ядрах атомов вещества. Но не все
ее формы пригодны для прямого
использования.
За долгую историю энергетики
накопилось много технических средств
и способов добывания энергии
и преобразования ее в нужные людям
формы. Собственно, и человек-то стал
человеком только тогда, когда научился
получать и использовать тепловую энергию.
Огонь костров зажгли первые люди,
еще не понимавшие его природы, однако
этот способ преобразования химической
энергии в тепловую сохраняется и совершенствуется
уже на протяжении тысячелетий.
К энергии собственных
мускулов и огня люди добавили мускульную
энергию животных. Они изобрели технику
для удаления химически связанной
воды из глины с помощью тепловой
энергии огня – гончарные печи,
в которых получали прочные керамические
изделия. Конечно, процессы, происходящие
при этом, человек познал только
тысячелетия спустя.
Потом люди придумали мельницы
– технику для преобразования
энергии ветряных потоков и ветра
в механическую энергии вращающегося
вала. Но только с изобретением паровой
машины, двигателя внутреннего сгорания,
гидравлической, паровой и газовой турбин,
электрических генератора и двигателя,
человечество получило в свое распоряжение
достаточно мощные технические устройства.
Они способны преобразовать природную
энергию в иные ее виды, удобные для применения
и получения больших количеств работы.
Поиск новых источников энергии на этом
не завершился: были изобретены аккумуляторы,
топливные элементы, преобразователи
солнечной энергии в электрическую и –
уже в середине ХХ столетия – атомные
реакторы.
Проблема обеспечения
электрической энергией многих отраслей
мирового хозяйства, постоянно растущих
потребностей более чем шестимиллиардного
населения Земли становится сейчас
все более насущной.
Основу современной мировой
энергетики составляют тепло- и гидроэлектростанции.
Однако их развитие сдерживается рядом
факторов. Стоимость угля, нефти
и газа, на которых работают тепловые
станции, растет, а природные ресурсы
этих видов топлива сокращаются.
К тому же многие страны не располагают
собственными топливными ресурсами
или испытывают в них недостаток.
В процессе производства электроэнергии
на ТЭС происходит выброс вредных
веществ в атмосферу. Причем если
топливом служит уголь, особенно бурый,
малоценный для другого вида использования
и с большим содержанием ненужных
примесей, выбросы достигают колоссальных
размеров. И, наконец, аварии на ТЭС
наносят большой ущерб природе,
сопоставимый с вредом любого крупного
пожара. В худшем случае такой пожар
может сопровождаться взрывом с
образованием облака угольной пыли или
сажи.
1. Состояние и перспективы
развития альтернативной энергетики в
России
Доля традиционной топливной
энергетики в мировом энергобалансе
будет непрерывно сокращаться, а
на смену придет нетрадиционная —
альтернативная энергетика, основанная
на использовании возобновляемых источников
энергии. И от того, с какими темпами
это произойдет в конкретной стране,
зависит не только ее экономическое
благополучие, но и ее независимость,
ее национальная безопасность.
Ситуация с возобновимыми
источниками энергии в России, как и почти
со всем у нас в стране, может быть названа
уникальной. Запасы этих источников, поддающихся
использованию уже на сегодняшнем техническом
уровне, огромны. Вот одна из оценок: солнечной
лучистой энергии — 2300млрдТУТ (тонн условного
топлива); ветра — 26,7млрдТУТ, биомассы
— 10млрдТУТ; тепла Земли — 40000млрдТУТ;
малых рек — 360млрдТУТ; морей и океанов
— 30млрдТУТ. Эти источники намного превышают
современный уровень энергопотребления
России (1,2млрдТУТ в год). Однако используются
из всего этого немыслимого изобилия даже
не сказать что крохи — микроскопические
количества. Как и в мире в целом, в России
наиболее развита среди возобновляемых
видов энергетики ветроэнергетика. Еще
в 1930-хгг. в нашей стране серийно выпускалось
несколько видов ветроустановок мощностью
3-4кВт, однако в 1960-егг. их выпуск был прекращен.
В последние годы СССР правительство вновь
обратило внимание на эту область, однако
не успело реализовать своих планов. Тем
не менее, с 1980 по 2006гг. Россией наработан
большой научно-технический задел (но
отставание в вопросах практического
использования возобновимых источников
энергии у России серьезное). Сегодня общая
мощность действующих, сооружаемых и планируемых
к вводу в России ВЭУ и ВЭС составляет
200 МВт. Мощность отдельных ветроагрегатов,
изготавливаемых российскими предприятиями,
лежит в диапазоне от 0,04 до 1000,0 кВт [21]. В
качестве примера приведем нескольких
разработчиков и производителей ВЭУ и
ВЭС. В Москве ООО «СКТБ «Искра» производит
ветроэлектрические станции М-250 мощностью
250Вт. В Дубне Московской области предприятие
Гос.МКБ «Радуга» производит легко устанавливаемые
ВЭС в 750Вт, 1кВт и 8кВт; Санкт-Петербургский
НИИ «Электроприбор» выпускает ВЭУ до
500 Вт.
В Киеве с 1999г. научно-производственная
группа WindElectric производит ветроэлектростанции
бытового назначения WE-1000 мощностью 1 кВт.
Специалистами группы разработана уникальная
многолопастная, универсально-скоростная
и абсолютно бесшумная турбина небольших
размеров, эффективно использующая любой
воздушный поток.
Хабаровская «Компания ЛМВ
Ветроэнергетика» производит ВЭС мощностью
от 0,25 до 10кВт, последние могут объединяться
в системы мощностью до 100кВт.
С 1993г. этим предприятием разработано
и произведено 640 ВЭС. Большинство установлено
в Сибири, на Дальнем Востоке, Камчатке,
Чукотке. Срок эксплуатации ВЭС достигает
20 лет в любых климатических зонах. Компания
поставляет также солнечные батареи, которые
работают совместно с ВЭС (мощность таких
ветросолнечных установок составляет
от 50Вт до 100 кВт).
В отношении ресурсов ветровой
энергии в России наиболее перспективны
такие районы, как Побережье Северного
Ледовитого океана, Камчатка, Сахалин,
Чукотка, Якутия, а также побережье
Финского залива, Черного и Каспийского
морей. Высокие среднегодовые скорости
ветра, малая обеспеченность централизованными
электросетями и обилие неиспользуемых
в хозяйстве площадей делает эти
местности практически идеальными
для развития ветровой энергетики.
Похожая ситуация с солнечной
энергетикой. Солнечная энергия, поступающая
за неделю на территорию нашей страны,
превышает энергию всех российских
ресурсов нефти, угля, газа и урана.
Имеются интересные отечественные
разработки в этой области, но нет
никакой поддержки их со стороны
государства и, следовательно, нет
рынка фотоэнергетики. Однако объем
выпуска солнечных батарей исчисляется
мегаваттами. В 2006г. было произведено около
400 МВт. Имеется тенденция к некоторому
росту. Впрочем, больший интерес к продукции
различных научно-производственных объединений,
выпускающих фотоэлементы, проявляют
покупатели из-за рубежа, для россиян они
все еще дороги; в частности, потому что
сырье для производства кристаллических
пленочных элементов приходится ввозить
из-за рубежа (в советское время заводы
по производству кремния находились в
Киргизии и Украине) Наиболее благоприятные
районы для использования солнечной энергии
в России — это Северный Кавказ, Ставропольский
и Краснодарский края, Астраханская область,
Калмыкия, Тува, Бурятия, Читинская область,
Дальний Восток.
Наибольшие достижения по
использованию солнечной энергии
отмечены в области создания систем
теплоснабжения с применением плоских
солнечных коллекторов. Первое место
в России во внедрении таких систем занимает
Краснодарский край, где за последние
годы в соответствии с действующей краевой
программой энергосбережения сооружено
около сотни крупных солнечных систем
горячего водоснабжения и множество мелких
установок индивидуального пользования.
Наибольшее развитие солнечные установки
для обогрева помещений получили в Краснодарском
крае и Республике Бурятия. В Бурятии солнечными
коллекторами производительностью от
500 до 3000 литров горячей воды (90-100 градусов
по Цельсию) в сутки оснащены различные
промышленные и социальные объекты –
больницы, школы, завод «Электромашина»
и т.д., а также частные жилые здания. Сравнительно
повышенное внимание уделяется развитию
геотермальных электростанций, более,
видимо, привычных нашим энергетическим
распорядителям и достигающих больших
мощностей, а потому лучше укладывающихся
в привычную концепцию энергетического
гигантизма. Специалисты считают, что
запасы геотермальной энергии на Камчатке
и Курильских островах могут обеспечить
электростанции мощностью до 1000МВт.
Ещё в 1967г. на Камчатке была
построена Паужетская ГеоТЭС мощностью
11,5МВт. Она была пятой ГеоТЭС в мире. В
1967г. была введена в действие Паратунская
ГеоТЭС — первая в мире с бинарным циклом
Ренкина. В настоящее время строится Мутновская
ГеоТЭС мощностью 200МВт с использованием
отечественного оборудования, изготовленного
Калужским турбинным заводом. Этот завод
приступил также к серийному выпуску модульных
блоков для геотермального электро –
и теплоснабжения. С использованием таких
блоков Камчатка и Сахалин могут быть
практически полностью обеспечены электроэнергией
и теплом от геотермальных источников.
Геотермальные источники с достаточно
большим энергетическим потенциалом имеются
в Ставропольском и Краснодарском краях.
Сегодня там вклад систем геотермального
теплоснабжения составляет 3млн.Гкал/год.
По мнению специалистов,
при несметных запасах этого
вида энергии не решен вопрос о
рациональном, рентабельном и экологически
безвредном использовании геотермальных
ресурсов, что мешает наладить их индустриальное
освоение. Например, добываемые геотермальные
воды используются варварскими методами:
неочищенную отработанную воду, содержащую
ряд опасных веществ (ртуть, мышьяк,
фенолы, серу и т.п.) сбрасывают в
окружающие водоемы, нанося непоправимый
вред природе. К тому же, все трубопроводы
геотермальных систем отопления
быстро выходят из строя из-за высокой
минерализации геотермальных вод. Поэтому
требуется коренной пересмотр технологии
использования геотермальной энергии.
Сейчас ведущим предприятием
по изготовлению геотермальных электрических
станций в России является Калужский
турбинный завод и АО «Наука»,
которые разработали и производят модульные
геотермальные электростанции мощностью
от 0,5 до 25 МВт. Разработана и начала реализовываться
программа создания геотермального энергоснабжения
Камчатки, в результате которой ежегодно
будет сэкономлено около 900тыс. ТУТ. На
Кубани эксплуатируется 10 месторождений
геотермальных вод. За 1999-2000гг. уровень
добычи теплоэнергетических вод в крае
составил около 9млнм3, что позволило сэкономить
до 65тыс.ТУТ. Предприятием «Турбокон»,
созданным при Калужском турбинном заводе,
разработана чрезвычайно перспективная
технология, позволяющая получать электроэнергию
из горячей воды, испаряющейся под давлением
и вращающей турбину, оснащенную вместо
привычных лопастей специальными воронками
— так называемыми соплами Лаваля. Польза
от таких установок, получивших название
гидропаровых турбин, как минимум двойная.
Во-первых, они позволяют полнее использовать
геотермальную энергию. Обычно для получения
энергии используется только геотермальный
пар или растворенные в геотермальной
воде горючие газы, тогда как с помощью
гидропаровой турбины для получения энергии
можно использовать и непосредственно
горячую воду. Другой возможный вариант
применения новой турбины — получение
электроэнергии в городских теплосетях,
из воды, возвращающейся от потребителей
тепла. Сейчас тепло этой воды пропадает
впустую, тогда, как оно могло бы обеспечивать
котельные независимым источником электричества.
Тепло недр Земли способно
не только выбрасывать в воздух фонтаны
гейзеров, но и согревать жилища
и вырабатывать электроэнергию. Большими
геотермальными ресурсами обладают
Камчатка, Чукотка, Курилы, Приморский
край, Западная Сибирь, Северный Кавказ,
Краснодарский и Ставропольский
края, Калининградская область. Высокопотенциальное
термальное тепло (пароводная смесь свыше
100 градусов по Цельсию) позволяет производить
электроэнергию напрямую.
Обычно пароводяная термальная
смесь извлекается из скважин, пробуренных
на глубину 2-5 км. Каждая из скважин
способна обеспечить электрическую
мощность 4-8 МВт с площади геотермального
месторождения около 1 км2. При
этом по экологическим соображениям необходимо
иметь и скважины для закачки в пласт отработанных
геотермальных вод.
В настоящее время на Камчатке
действуют 3 геотермальных электростанции:
Паужетская ГеоЭС, Верхне-Мутновская ГеоЭС
и Мутновская ГеоЭС. Суммарная мощность
этих геотермальных электростанций составляет
более 70 МВт. Это позволяет на 25% обеспечить
потребности региона в электроэнергии
и ослабить зависимость от поставок дорогостоящего
привозного мазута.
В Сахалинской области
на о. Кунашир введены первый агрегат
мощностью 1,8 МВт Менделеевской ГеоТЭС
и геотермальная тепловая станция ГТС-700
мощностью 17 Гкал/ч. Большая часть низкопотенциальной
геотермальной энергии применяется в
виде тепла в жилищно-коммунальном и сельском
хозяйствах. Так, на Кавказе общая площадь
обогреваемых геотермальными водами теплиц
составляет свыше 70 га. В Москве построен
и успешно эксплуатируется экспериментальный
многоэтажный дом, в котором горячая вода
для бытовых нужд нагревается за счет
низкопотенциального тепла Земли.
Наконец, следует также
упомянуть малые гидроэлектростанции.
С ними дело обстоит относительно
благополучно в плане конструкторских
разработок: оборудование для малых
ГЭС выпускается или готово к
выпуску на многих предприятиях энергомашиностроительной
промышленности, с гидротурбинами различной
конструкции — осевыми, радиально-осевыми,
пропеллерными, диагональными, ковшовыми.
При этом стоимость оборудования,
изготовленного на отечественных предприятиях,
остается значительно ниже мирового
уровня цен. На Кубани ведется строительство
двух малых ГЭС (МГЭС) на р. Бешенка в
районе п.Красная Поляна г.Сочи и сбросе
циркуляционной системы технического
водоснабжения Краснодарской ТЭЦ. Запланировано
строительство МГЭС на сбросе Краснодарского
водохранилища мощностью 50 МВт. Начата
работа по восстановлению системы малых
ГЭС в Ленинградской области. В 1970-е гг.
там, в результате проведения кампании
по укрупнению электроснабжения области,
прекратили работу более 40 таких станций.
Плоды недальновидной гигантомании приходится
исправлять сейчас, когда необходимость
в малых источниках энергии стала очевидной.
2. Российская атомная
энергетика: современное состояние и перспективы.
Сегодня Россия значительно
уступает по объемам потребления традиционных
энергоносителей своим основным конкурентам
на мировом энергетическом рынке - ЕС,
США и Китаю. В то же время, согласно данным,
предложенным в табл.1., по развитию атомной
энергетики Россия незначительно отстает
от США, зато намного превосходит Китай.
Таблица 1.
Потребление различных видов топлива
и энергии в России, США и КНР в 2007 г., млн.
т н.э. и доля в %.
Страна |
Нефть |
Газ |
Уголь |
Ядерная эне
ргия |
Гидро-энергия |
Всего |
Россия |
125,9 |
18,2% |
394,9 |
57,0% |
94,5 |
13,6% |
36,2 |
,5,2% |
40,5 |
5,8% |
692,0 |
США |
943,1 |
39,9% |
595,7 |
25,2% |
573,7 |
24,2% |
192,1 |
8,1% |
56,8 |
2,4% |
2361,4 |
КНР |
368,0 |
19,7% |
60,6 |
3,25% |
1311,4 |
70,4% |
14,2 |
0,76% |
109,3 |
5,86% |
1863,4 |
Источник: расчеты автора
по BP Statistical Review of World Energy Июня 2008.
Первая в России и в
мире атомная электростанция мощностью
5 МВт была запущена 27 июня 1954 г. в
СССР, в городе Обнинске Калужской
области. По сравнению с сегодняшним
днем она была архаична и малоэкономична.
В настоящее время экономические
расчеты в сфере атомной энергетики
должны учитывать несколько важных
факторов. Строительство АЭС целесообразно,
если стоимость конечного киловатт-часа
будет не больше самого дешевого альтернативного
способа производства электроэнергии.
Удельные капиталовложения в современные
АЭС находятся в диапазоне 1840-3000
дол./кВт1. При планировании АЭС сопоставляются
цены на основные виды топлива (газ, уголь
и нефть), а также сравнивается стоимость
строительства АЭС и альтернативных объектов
генерации тепловой и электрической энергии. Кроме того, к увеличению затрат
на строительство и себестоимость электроэнергии
приводят задачи безопасности, которые
усложняют и удорожают создание АЭС. Общие
расходы по сооружению одной АЭС в период
1960-1986 гг. не превышали 3 млрд. долл.2, а сегодня
они достигают уже 6-9 млрд. долл. 3
Классические затраты на обычную тепловую
электростанцию складываются из капиталовложений
в строительство, эксплуатационных затрат,
расходов на техобслуживание, а также
на топливо. Причем капитальные затраты
на новые атомные станции значительно
превышают расходы на топливо угольных
ТЭС за весь срок их службы, что уменьшает
конкурентоспособность АЭС в соревновании
с другими видами энергии. У работающих на угле тепловых
электростанций затраты на топливо за
весь срок службы составляют, в среднем,
50-60% всех затрат. У АЭС основными являются
первичные капиталовложения, которые
составляют около 70-80% общих затрат. Среди
показателей эффективности эксплуатации
АЭС особое значение имеют коэффициент
использования установленной мощности
(КИУМ) и штатный коэффициент, измеряемый
в чел./МВт (эл.). Отметим, что разрабатываемые
сейчас в Европе реакторы EPR (European pressurized
reactor) производят электроэнергию, себестоимость
которой на 30-50% ниже, чем у ТЭС на угле
или газе, не говоря уже об отсутствии
выбросов СО24.
Разница между затратами на замещение
старых газовых ТЭС новыми АЭС и ТЭС может
быть частично компенсирована за счёт
увеличения экспортной выручки от продажи
замещаемого таким образом газа. Часть
экспортной выручки от продажи газа за
счёт замещения его внутреннего потребления
атомной энергией и углем должна идти на развитие
самих атомных и угольных энерготехнологий.
Таким образом, рост атомной энергетики
и угольных ТЭС, замещающих газовые ТЭС,
может частично финансироваться за счёт
экспорта газа.
Специфическая проблема атомной энергетики
- необходимость удаления, захоронения
и рециркуляции радиоактивных отходов.
Перспективы атомной энергетики зависят
также от положения ее основных конкурентов
- угольных теплоэлектростанций и появления
новых высокоэффективных и экологичных
угольных и других технологий, а также
от возможностей использования возобновляемых
энергоресурсов.
Согласно оценкам экспертов, удвоение
кумулятивного использования мощностей
АЭС произойдет примерно в 2035-2040 гг. и удельные
капиталовложения в традиционные атомные
станции могут понизиться к 2050 г. на 6-10%
по сравнению с существующим уровнем5.
Впрочем, удешевление АЭС путем внедрения
новаций будет снижаться из-за одновременного
роста расходов на меры по повышению безопасности
атомных станций. Высокая цена первых
быстрых реакторов оказалась главной
причиной того, что они не получили распространения
в энергетике. Чтобы обеспечить экономическую
конкурентоспособность АЭС нового поколения
потребуется снижении их стоимости по
сравнению с современными АЭС.
Планы России по развитию атомной индустрии
и строительству АЭС весьма внушительны.
Поэтому ядерной энергетике остро нужны
средства, включая частные и иностранные
инвестиции. На отраслевом совещании в
Электростали летом 2008 г. премьер-министр
РФ .Путин заявил, что до 2015 г. на развитие
отечественной атомной энергетики и промышленности
будет выделено из госбюджета около 1 трлн.
руб.6. Кроме госбюджета, намечено
привлечь и частные капиталы. В последних
правительственных документах7 не
раз говорилось о развитии условий для
государственно-частного партнерства
в инновационной деятельности. То есть,
задачей государственной политики является
формирование экономических условий для
реализации инноваций путем объединения
усилий государства и бизнеса на основе
взаимовыгодного партнерства8.
Об открытости российской атомной энергетики
для взаимодействия с частным и иностранным
капиталом говорилось на международном
форуме AT0MC0N-2008 (июнь 2008 г.). Как отмечал
на конференции зампред правительства
РФ С. Иванов, до 2020 г. в России планируется
построить 26 энергоблоков АЭС - столько
не строили никогда, даже во времена СССР.
Лишь из федерального бюджета до 2015 г.
на развитие отрасли будет выделено 674
млрд. руб., а вся программа развития атомного
энергопромышленного комплекса оценивается
почти в 1,5 трлн. руб.
Таким образом, более 60% средств на развитее
отрасли планируется привлечь из внебюджетных
источников. Другой вопрос - готово ли
к этому российское законодательство
и реальная практика российского бизнеса.
По российским законам пока разрешено
лишь государственное финансирование
атомной отрасли, а частным, в том числе
иностранным, инвесторам нельзя финансировать
строительство АЭС, а тем более приобретать
их в собственность9. Неудивительно,
что иностранные инвесторы практически
не вкладывают капиталы в российскую атомную
энергетику, поскольку есть более удобные
для инвестирования регионы мира.
Атомная
отрасль России: итоги 2008 г.
Созданный еще летом 2007 г. "Атомэнергопром"
объединил все активы гражданской части
атомной промышленности России. В 2008 г.
его задача заключалась в консолидации
предприятий отрасли для реализации программы
строительства АЭС в России, а также за
рубежом. Продвижение на международный
рынок российской продукции высоких технологий
и активизация сотрудничества с зарубежными
странами в области атомной энергетики
является важным направлением деятельности
современной российской атомной промышленности
и энергетики. Она в основном осуществляется
через такие компании отрасли как ОАО
«Техснабэкспорт», являющееся основным
экспортером российских товаров и услуг
ядерного топливного цикла на мировом
рынке, ОАО "ТВЭЛ" (российский производитель
ядерного топлива) и ЗАО «Атомстройэкспорт»,
занимающегося строительством и эксплуатацией
АЭС за рубежом.
В 2008 г. произошла реорганизация Росатома
в государственную корпорацию из органа
федеральной власти. Специалисты считают,
что это повысит эффективность отрасли,
поскольку, при сохранении за корпорацией
государственных функций, она теперь может
стать полноценным субъектом рынка атомной
энергетики и энергетического бизнеса.
При том, госкорпорация способна на равных
конкурировать с ведущими мировыми концернами
ядерной отрасли. Росатом состоит из подразделений
по видам деятельности, а "Атомэнергопром"
стал основной структурой Росатома, которая
включает все гражданские компании отрасли.
В 2008 г. российские АЭС выработали около
163,5 млрд. кВт-часов электроэнергии (рост
по сравнению с 2007 г. на 3%)10.
Финансово-экономический кризис в 2008 г.
затронул все отрасли, процессы оптимизации
бизнеса пройдут и у атомщиков. Однако
если большинство других отраслей сокращают
программы развития, атомная отрасль продолжает
демонстрировать рост и, по заявлениям
руководства ОАО "Атомэнергопром",
серьезной коррекции программы развития
атомной энергетики не планируется. Поскольку
модернизация и строительство АЭС, начавшееся
в 2008 г. (Ленинградская, Воронежская, Нижегородская,
Калининградская АЭС), впитывает большие
объемы капиталов, производств и трудовых
ресурсов, они станут одними из самых больших
притоков средств в бюджеты регионов в
2009-2010 гг.11.
За рубежом в 2008 г. предприятиями атомной
отрасли заключены новые контракты. ОАО
ТВЭЛ (российский производитель ядерного
топлива) наращивает объемы экспортных
контрактов на поставку топлива для зарубежных
атомных станций. За последние годы Россия
практически вернула потерянный в 1990-е
гг. международный топливный рынок. Среди
них АЭС Ловиизу (Финляндия) и Темелин
(Чехия), с которыми подписан контракт
на досрочную поставку топлива с 2009 г.
Компания ТВЭЛ получила контракт на комплектные
поставки ядерного топлива в период после
2010 г. для всех АЭС Словакии, а также опционное
соглашение об оказании услуг по фабрикации
топлива на действующие и достраиваемые
блоки до конца срока их эксплуатации12.
По существу, ТВЭЛ в острой конкурентной
борьбе с компанией Westinghouse (США) взяла
под контроль рынок ядерного топлива Восточной
и Центральной Европы, где работают российские
реакторы со времен СЭВ. Кроме того, корпорация
обошла многих конкурентов и выиграла
контракт на поставку урановых «таблеток»
для АЭС Индии в объеме более 2000 тонн на
сумму в 700 млн. долл.13 ТВЭЛ динамично
действует на рынке, пытается расширить
сферы своего влияния и разрабатывает
кассеты даже для блоков типа PWR (так называемые
квадратные сборки).
Позиции Росатома на зарубежных рынках
атомной энергетики весьма конкурентны.
Сейчас Росатом строит 12 АЭС в России и
за рубежом. В 2008 г. выручка атомной промышленности
России выросла почти на 10% по сравнению
с 2007 г., а добыча урана на предприятиях
"Уранового холдинга АРМЗ" составила
9% от общемирового объёма добычи урана14.
Услуги по обогащению урана и экспорт
готовой продукции в 2008 г. принесли 3,1 млрд.
долл., что почти на треть превышает показатель
2007 г15.
Россия проявляет интерес к реализации
проектов атомной энергетики по всему
миру. Компания «Атомстройэкспорт» является
генеральным подрядчиком в строительстве
АЭС за рубежом, занимая до 20% мирового
рынка этих услуг16. Она продолжила работу
по возведению двух энергоблоков по 1000
МВт каждый на АЭС "Белене" в Болгарии,
достройку двух блоков АЭС "Куданкулам"
в Индии и энергоблока АЭС "Бушер"
в Иране. Кроме того, "Атомстройэкспорт"
будет участвовать в достройке 3 и 4 энергоблоков
АЭС "Моховце" в Словакии", создавать
новые блоки на уже известных площадках
в Индии. Россией выигран тендер по "Хмельницкой"
станции в Украине, подписано соглашение
на строительство 3-го и 4-го блоков Тяньваньской
АЭС в Китае.
По заявлениям руководства отрасли, Россия
будет расширять свое присутствие на мировом
рынке атомной энергетики. Одним из приоритетов
в сфере международного сотрудничества
для Росатома является строительство
АЭС. Ведутся переговоры с новыми странами,
которые намерены строить АЭС на своей
территории. Высоки шансы российского
"Атомстройэкспорта" на строительство
в Турции первой АЭС, поскольку российский
проект оценен как один из лучших. Египетские
власти пригласили Россию принять участие
в строительстве своей первой АЭС. По планам
министерства электроэнергетики Египта
АЭС должна быть построена к 2016 г., строительство
обойдется в 1,5-2 млрд. долл., причем стройка
будет профинансирована за счет средств,
привлеченных из-за рубежа17.
Общий объем энергоблоков, которые Россия
может построить за рубежом в ближайшие
20-30 лет, приближается к тому количеству,
которое Росатом будет строить в России18.
Таким образом, Россия в настоящее время
не испытывает недостатка в зарубежных
заказах. "Атомстройэкспорт" участвует
в международных тендерах и планирует
удержать 20-25% мирового рынка19.
Россия
на рынке атомных технологий
В настоящее время в большинстве стран
мира используются реакторы на тепловых
нейтронах с открытым топливным циклом,
когда отработавшее топливо находится
в долгосрочном хранении. В нескольких
странах (ФРГ, Франция, Великобритания,
Япония, Бельгия) организован замкнутый
топливный цикл тепловых реакторов с изготовлением
для них после переработки смешанного
уран-плутониевого топлива20. Экспериментальные
образцы быстрых реакторов построены
в России, Франции, США, Индии и Японии.
Однако настоящего замкнутого цикла для
них пока нет.
В российской атомной энергетике рассматриваются
два типа АЭС: с реакторами на тепловых
нейтронах, в которых в качестве топлива
применяется уран 235, и с реакторами на
быстрых нейтронах (бридерах, использующих
уран-238 как добавку к основному топливу
плутонию). В России энергетические программы
ставили задачу получить неисчерпаемое
дешевое топливо на основе ядерного бридинга.
Сегодня современные инновационные технологии
для АЭС в России представляет проект
«АЭС-2006». По сравнению с реактором ВВЭР-1000
он предусматривает увеличенную на 15%
мощность реакторной установки ВВЭР-1200,
что может увеличить годовую выработку
на 20%, а срок службы - на 67%, по сравнению
с сегодняшними энергоблоками АЭС.
Развитие атомной энергетики в России
означает развитие высоких технологий,
поэтому эта отрасль является важным каналом
высокотехнологичного экспорта, что уже
сегодня приносит России немалые доходы.
Актуальность инновационного развития
атомной энергетики связана с необходимостью
утилизации накапливающихся в России
запасов отработанного ядерного топлива
и радиоактивных отходов21. Решением может
быть разработка технологий для дальнейшего
перехода к энергетике, использующей реакторы
с замкнутым топливным циклом на быстрых
нейтронах.
Прежде всего, отметим, что принципы работы
реакторов на быстрых нейтронах таковы,
что исключается возможность радиационных
аварий. Это, пожалуй, самый главный фактор,
который важней экономических и технологических
показателей. Важным мотивом для ускорения
перехода на энергоблоки с замкнутым топливным
циклом является ограниченность запасов
урана в России.
Разрабатываемая в России концепция «быстрого
реактора» БРЕСТ представляется экспертам
наиболее удачной и перспективной. Реактор
БРЕСТ-ОД-300 предназначен для демонстрации
ядерной технологии естественной безопасности,
являющейся основной крупномасштабной
ядерной энергетики следующего этапа
развития. Кроме того, у быстрых реакторов
может быть существенно снижена стоимость
при серийном производстве и в перспективе
осуществлена естественная безопасность22.
В настоящее время конкуренция на рынке
ядерные технологий, материалов и топлива
для АЭС высока. Основными участниками
этого инновационного рынка являются
крупные транснациональные компании США,
Франции и России, а также в меньшей степени
Германия, Канада и Южная Корея. Главными
конкурентами России на рынке атомных
технологий и новых материалов, а также
строительства АЭС в развивающихся странах
являются США и Франция.
Американские компании Westinghouse и General Electric
разработали проекты реакторов 3-го поколения
(правда, эти проекты пока не реализованы
на практике). Европейская промышленная
группа AREVA NP, которая объединяет крупнейшие
в ЕС компании атомной энергетики Framatome
(Франции) и Siemens (Германии), создала проект
АЭС с реактором EPR (European pressurized reactor) нового
поколения. Строительство головного блока
по этому проекту началось в 2005 г. в Финляндии.
Проект реактора EPR поддерживает Евросоюз
как основной тип реакторов АЭС в Европе,
его поддерживают также США (US-EPR) и страны
Азии.
Россию на мировом рынке строительства
АЭС представляет ЗАО "Атомстройэкспорт".
При этом, по реализации проекта АЭС нового
поколения Россия опередила другие страны:
в 2007 г. была построена двухблочная АЭС
"Тяньвань" в КНР с реакторами ВВЭР-100023.
Перспективы
российской атомной энергетики
Как итог, можно выделить основные направления
развития российской атомной энергетики.
Самой главной задачей атомной энергетики
останется повышение уровня безопасности
АЭС и всей топливной инфраструктуры.
В технико-технологической части, прежде
всего, необходима модернизация и продление
сроков эксплуатации действующих АЭС
и энергоблоков, а также повышение эффективности
их эксплуатации и КПД. Во-вторых, это освоение
новых реакторных технологий, замещение
отслуживших срок и выводимых из эксплуатации
энергоблоков реакторами нового поколения.
Третье, это создание производственной
цепочки по переработке радиоактивных
отходов (РАО) и системы обращения с отработанным
облучённым ядерным топливом (ОЯТ). В перспективе
важной задачей станет формирование замкнутого
топливного цикла, включая рециклинг ядерного
топлива и переработку отработанного
топлива. Четвертое: требуется развитие
внутреннего рынка энергии АЭС и всей электроэнергии,
использование современных экономических
механизмов и стимулов для привлечения
инвестиций в атомно-энергетический комплекс.
Наконец, необходима система политических,
экономических и правовых мер для продвижения
атомно-энергетических технологий России
на мировые рынки и возможностей отечественных
атомщиков в топливном обеспечении и обслуживании
АЭС за рубежом. Основными направлениями
продвижения за рубеж и увеличения экспортного
потенциала ядерных технологий России
являются, прежде всего, строительство
атомных объектов за рубежом, развитие
экспорта современных атомных реакторов
и энергоблоков, а также ядерного топлива
и услуг с отработанным ядерным топливом
(ОЯТ). Кроме того, это возможности экспорта
электроэнергии АЭС.
|
|
3. Биогазовая
энергетика в России: современное состояние
и перспективы развития
|
Биоэнергетика — наиболее
перспективный вид ВИЭ в России,
обладающей огромным потенциалом использования
отходов сельского хозяйства, лесопереработки,
пищевой промышленности и городских
очистных сооружений. В свою очередь,
наиболее привлекательным для инвесторов
сегментом биоэнергетики становится
производство биогаза, которое может
предоставить дополнительные источники
дохода от продажи органических удобрений
и платы за безопасную утилизацию
органических отходов.
Преимущества
и недостатки биогазовой энергетики
По сравнению с прочими
видами ВИЭ и традиционными энергоносителями
биогаз обладает несколькими преимуществами.
Главное преимущество — доступность
сырья для работы установки, соответственно,
полное отсутствие топливных затрат
в структуре операционных расходов.
В 95% случаев отходы достаются собственнику
установки безвозмездно.
Доступность сырья определяет
территориальную гибкость: биогазовые
установки могут быть размещены
в любом районе и не требуют
строительства дорогостоящих газопроводов
и сетевой инфраструктуры, а также
позволяют новому предприятию сэкономить
на стоимости подключения к сетям
и выделении мощности.
Благодаря биогазу достигается
и технологическая гибкость: его
использование дает возможность
получения одновременно нескольких
видов энергоресурсов: газа, моторного
топлива, тепла, электроэнергии. Если сравнивать
биогаз с другими видами ВИЭ, например,
ветро- и солнечной энергетикой, то здесь
всплывает его важнейшая особенность,
которая роднит его с традиционными видами
получения энергии, — постоянство ее выработки
и максимальное использование установленной
мощности.
Наиболее заметный недостаток
биогазовой энергетики — большие
капитальные затраты в расчете
на единицу мощности, а также относительно
узкий коридор рентабельности проектов.
Стоимость 1 кВт установленной
электрической мощности биогазовой
станции колеблется от 2 до 5 тыс. евро
в зависимости от размера станции
(чем меньше, тем дороже) и вида
сырья. Установки большой мощности
(от 10 МВт), работающие на наиболее выгодных
видах отходов (например, сахарном жоме,
отходах пищевой промышленности
с высоким содержанием жиров)
обходятся менее чем в 2 тыс. евро
за 1 кВт. Малые установки (менее 1 МВт),
использующие нерентабельные виды отходов
(например, навоз КРС) могут стоить
более 6–7 тыс. евро за кВт. Средний уровень
капзатрат большинства биогазовых проектов
мощностью от 2 до 5 МВт находится в пределах
3–4 тыс. евро за 1 кВт.
С другой стороны, сопоставление
уровня капзатрат на единицу мощности
с другими источниками энергии показывает,
что проигрыш биогазовой энергетики по
данному показателю неочевиден. Например,
стоимость крупных атомных электростанций
оценивается в 5 тыс. евро за кВт·ч. Стоимость
1 кВт крупных ветроэлектростанций составляет
около 2 тыс. евро, солнечных станций —
5 тыс. евро. Современные угольные электростанции
оцениваются ближе к 2 тыс. евро за кВт.
Ощутимое преимущество имеет
лишь газовая генерация со стоимостью
около 1–1,5 тыс. евро за 1 кВт. Однако газ
есть не везде, а к 2014–2015 годам в
соответствии с планами правительства
внутренние тарифы на него будут приведены
к равнодоходному с Европой уровню,
который в текущих ценах составляет более
250 долларов за 1 тыс. куб. Электроэнергия
из такого газа окажется слишком дорогой.
Неслучайно все больший спрос на решения
в области биогаза наблюдается со стороны
собственников работающих на природном
газе когенерационных мини-ТЭС.
Второй ключевой недостаток
— узкий диапазон рентабельных проектов.
Как показывает европейский опыт,
обеспечить прибыльность работы установки
возможно лишь при бесплатном и бесперебойном
снабжении отходами. Далеко не все
объекты имеют в своем распоряжении
достаточные объемы сырья.
Наконец, третья проблема заключается
в необходимости гарантированного
сбыта произведенной электроэнергии.
При отсутствии возможности ее продажи
через сеть по розничным тарифам
список рентабельных биогазовых проектов
ограничивается лишь теми объектами, которые
имеют непрерывный цикл работы и
постоянный уровень потребления
энергии, заведомо превышающий мощность
биогазовой станции.
Условия реализации
рентабельных инвестпроектов
В случае если инвестпроект
биогазового комплекса отвечает указанным
выше критериям: имеет мощность от 1,5 МВт,
замещает сетевую электроэнергию при
существующих расходах от 3 рублей за кВт
ч, имеет гарантию потребления предприятием
всей произведенной на БГУ электроэнергии,
а также гарантию бесплатной и бесперебойной
поставки сырья для работы БГУ,-то срок
его окупаемости не превысит пяти лет
с начала эксплуатации.
С точки зрения гарантий
непрерывного сбыта произведенной
электроэнергии наибольшими перспективами
обладают проекты, реализованные на
городских водоканалах, а также
предприятиях пищевой промышленности.
В случае если проект не отвечает
этим требованиям, необходимо применение
кластерного подхода в его
реализации. На базе одного из источников
отходов целесообразно создание
центра по утилизации сырья нескольких
предприятий для получения синергетического
эффекта.
Сбыт электроэнергии, наоборот,
целесообразно диверсифицировать
по нескольким потребителям. Существующие
технологии компримирования и транспортировки
биогаза позволяют при невысоких капзатратах
(менее 10% от суммарной стоимости проекта)
создать сеть из нескольких когенерационных
мини-ТЭС, работающих на биогазе и расположенных
вблизи потребителя энергии.
Принятие нормативно-правовой
базы, которая позволяла бы собственнику
биогазовой станции поставлять излишки
электроэнергии в сеть по розничным тарифам
значительно бы расширило потенциал биогазовой
отрасли. До момента принятия соответствующих
документов наибольший перспективы развития
имеют проекты в рамках биогазовых кластеров.
Биогазовые технологии
в решении экологических проблем
Значительно сократить сроки
окупаемости проектов может использование
биогазового комплекса как центра
полной утилизации органических отходов,
которые стали значительной статьей
расходов предприятий агрокомплекса
и пищевой промышленности.
Крупные животноводческие комплексы
и птицефабрики в современных
условиях остаются самыми вредными загрязнителями
окружающей среды. Например, один свиноводческий
комплекс на 100 тыс. голов имеет от
600 до 1000 т (при использовании гидросмыва)
навозных стоков в сутки, что соответствует
загрязнению, производимому городом с
населением 400–500 тыс. человек.
Доходный путь решения
проблемы отходов предприятия отличается
комплексным подходом. Биогазовые установки
в первую очередь должны представлять
собой центр полной переработки
органических отходов с получением
чистой воды и комплексных микробиологических
удобрений, а также должны являться
автономным источником тепло- и электроэнергии.
Необходимым условием крупных
биогазовых проектов является обеспечение
отсутствия затрат на вывоз и внесение
переброженной массы с помощью системы,
возможность завершить ферментацию стоков
предприятия с разделением отходов на
85% дистиллированной воды, а также комплексных
микробиологических удобрений.
Эти удобрения в отличие
от переброженной массы пригодны для реализации
и транспортировки и являются дополнительным
источником выручки. Такая технология
присутствует далеко не у всех компаний,
работающих на российском рынке, но ее
применение должно стать обязательным
условием реализации крупных проектов.
Применение технологии полной
переработки переброженной массы после
биогазовой установки позволяет обеспечить
отсутствие затрат на утилизацию и снизить
срок окупаемости проекта по меньшей мере
в два раза.
Схемы реализации
проектов
Биогазовые комплексы
— это новые, сложные и капиталоемкие
для российских предприятий технологии.
Для эксплуатации установки потребуются
знания, специалисты, механизмы привлечения
финансирования, которых у российских
предприятий нет.
Собственники отходов
не могут, а иногда и боятся занимать
деньги на введение таких объектов.
Предпочтение отдается инвестициям
в расширение основного производства,
в то время как биогазовая станция
рассматривается как непрофильный
актив. В финансовых структурах также
нет понимания отрасли и критериев
успешных проектов.
Один из возможных вариантов
решения этой проблемы — реализация
проектов в рамках энергоэкологической
сервисной компании, которая на собственные
и привлеченные средства строит биогазовую
установку. С предприятиями — источниками
отходов заключается долгосрочный контракт
на поставку и утилизацию этих отходов
и покупку энергии по ценам, привязанным
к рыночным.
Эта схема позволяет решить
проблему утилизации отходов, сократить
расходы на энергию без вложений
со стороны предприятия и позволяет
ему высвободить средства для
модернизации и развития. Решение
проблемы отходов без расходов со
стороны предприятия — источника
отходов сегодня единственный способ
начать развитие отрасли в стране.
Ожидаемые меры господдержки
в России
Внимание к экологической
составляющей биогазовых проектов должно
стать основой мер господдержки
в нашей стране. Целесообразно
включение биогазовых комплексов с
системой полной переработки переброженной
массы в перечень наилучших доступных
технологий для использования предприятиями
АПК, пищевой промышленности и водоканалами.
Необходимо принятие техрегламентов
по обязательному использованию системы
полной переработки переброженной массы
в случае отсутствия возможности ее реализации
в качестве жидкого удобрения с соблюдением
норм внесения.
Должен быть реализован комплекс
мер по ужесточению контроля за выбросами
органических отходов предприятий, собираемостью
экологических платежей в соответствии
с Постановлением Правительства РФ от
12.06.2003 № 344.
В области сбыта электроэнергии
необходимо утверждение ФСТ Методики
тарифообразования для розничных ВИЭ
и система контроля, поскольку в отсутствие
правовых норм существуют риски злоупотреблений
с установлением завышенных тарифов для
покупки электроэнергии ВИЭ. Уровень тарифов
для продажи электроэнергии с объектов
биогазовой генерации должен соответствовать
региональным розничным тарифам для промышленных
потребителей.
Сетевые организации должны
осуществлять компенсацию потерь в
электрических сетях в первую
очередь за счет приобретения электрической
энергии, произведенной на квалифицированных
генерирующих объектах, подключенных
к сетям сетевых организаций
и функционирующих на основе использования
возобновляемых источников энергии.
