Эксперт № 50 (2013)
Шрифт:
Результат может оказаться ошеломляющим. Атомщики утверждают, что вовлечение в топливный цикл урана-238 сделает запасы ядерного топлива практически неисчерпаемыми. По крайней мере, его хватит на многие сотни лет.
Кроме того, по словам Александра Полушкина, сокращается количество отходов: «Сегодня ядерное топливо, которое отработано в реакторах ВВЭР, мы храним — для будущих поколений. Мы это не называем отходами. Это ценное сырье для будущей атомной энергетики. Но пока оно стоит мертвым грузом в хранилищах. Реакторы на быстрых нейтронах позволят вовлечь в топливный цикл все отработавшее топливо, которое осталось после ВВЭР. Получается замкнутый топливный цикл. Об этом говорит весь мир. Уже в 1966 году, будучи студентом,
Следующим шагом, как полагают специалисты по атомной энергии, станет развитие семейства реакторов на быстрых нейтронах, доведение их штучной мощности до 1000–1200 МВт, снижение цены, развертывание промышленного комплекса по рециклированию отработанного атомного топлива с традиционных реакторов.
Сотрудник кафедры экономической и социальной географии МГУ им. М. В. Ломоносова Владимир Горлов указывает, что «будущее реакторов на быстрых нейтронах — освоение единичной мощности 1200 МВт. То, что строилось раньше, мощностью 350 и 600 МВт, то, что строится в Белоярке, мощностью 800 МВт, — это опытно-промышленные или научно-промышленные станции. Их задача — обкатать технологию. С ростом единичной мощности реактора будут сокращаться удельные капиталовложения, и реакторы на быстрых нейтронах станут коммерчески привлекательными, способными окупиться за разумный срок — лет за десять—двенадцать. Но когда это будет достигнуто, сказать трудно. Реактор в 800 МВт на Белоярке начал строиться еще в советское время, а запустить его должны только сейчас».
Александр Полушкин рассказывает, что такую атомную промышленность России еще предстоит создать: «В стране для этого есть всё. Мы умеем работать и со свежим, и с отработавшим топливом, и с 235-м, и с 238-м ураном, и с плутонием, и с торием. Но создать производственные линии, которые бы делали это поточным способом, еще предстоит. Думаю, что на это уйдет лет пятнадцать—двадцать».
Атомный гибрид
Впрочем, пока наши атомщики в ближайшие пятнадцать лет собираются доводить до ума реакторы на быстрых нейтронах, их американские коллеги предлагают варианты гибридизации традиционной атомной генерации, что должно повысить коммерческую эффективность АЭС, вывести в свет действительно перспективный для промышленного использования энергетический гибрид.
Сотрудник Массачусетского технологического института Чарльз Форсберг рассматривает три различных варианта атомной гибридизации.
Во-первых, атомная энергия может направляться на производство водородных накопителей энергии. Как известно, потребление электроэнергии сильно меняется на протяжении суток (см. график 5 ). А выработка станции не может столь же плавно следовать за графиком потребления. Поэтому обычно существует минимум, обеспечиваемый базовой (например, атомной) генерацией, и вспомогательные мощности, способные принять по необходимости пиковые нагрузки, а потом быть отключенными (в России, например, это гидроэнергия).
Форсберг предлагает поднять уровень базовой генерации (в нашем случае атомной) и в часы сниженного потребления направлять энергию на производство водорода. По сравнению с описанными выше немецкими экспериментами такая схема коммерчески успешнее, потому что атомная энергия дешевле энергии ветра. А водородные топливные элементы могут быть использованы в часы непредвиденных пиков потребления или же поставляться на рынок в качестве товарной продукции.
Другой вариант — использовать атомную энергию для получения синтетического топлива. Суть этой концепции в следующем. Атомная станция в процессе работы нагревает значительные объемы воды. Обычно ее направляют в пруды-охладители. А можно, в случае расположения АЭС достаточно близко от месторождений ископаемого топлива, закачивать воду в сланцевые или угольные пласты. При нагревании до 370 градусов
Цельсия происходит растворение керогенов с последующим преобразованием твердых пластов в искусственные нефть и газ, пригодные для добычи и последующего использования.Проблемой этого метода, как признается сам Форсберг, является медленная скорость нагревания пластов — это может занять до нескольких лет. Но результат при размещении станции в правильном месте позволяет окупить все затраты.
И наконец, третий вариант — с помощью атомной станции создать рукотворный геотермальный источник. Здесь также используется вырабатываемая АЭС горячая вода, которая в нормальных условиях шла бы на утилизацию в пруды-охладители. Геотермальная энергия, в свою очередь, тоже может быть использована в электрической генерации. К слову, на нее приходится до 27% всей электрогенерации Филиппин и до 30% всей генерации Исландии.
Владимир Горлов между тем указывает, что идея использовать атомную энергию в альтернативных целях, для производства водорода, возникла не вчера: «Об этом еще в советское время писали. Технология может быть перспективной для освоения в XXI веке, идея хорошая. Но пока ее практическая реализация натыкается на вопросы исполнения. Как хранить тот же водород, непонятно. Хранить газообразным — нужны очень большие хранилища. Хранить в жидком виде — нужно тратить энергию на компрессию, поддержание температуры».
Решить эти инженерные задачи, а затем и сделать использование подобных технологий экономически оправданным — задачи завтрашнего дня.
Таблица:
Коммерческая эффективность различных видов генерации
Карта
Солнечные энергоресурсы России
График 1
Структура производства электроэнергии
График 2
Прогноз мировой генерации на основе возобновляемых источников энергии
График 3
Динамика развития альтернативной генерации в мире
График 4
Расходы на топливо для выработки 1000 кВт*ч энергии на ТЭС
График 5
Суточный график энергопотребления
Жизнь после «Энергострима»
Евгений Огородников
В пяти российских регионах появились новые поставщики электроэнергии. Передел многомиллиардного рынка продолжается
Рынок энергосбыта станет прозрачнее
Фото: РИА НОВОСТИ
Минэнерго сообщило о продаже статусов гарантирующих поставщиков (ГП) в пяти регионах. В конкурсах на статусы ГП победили заявки «Интер РАО» и «ТНС-энерго». Суммарно в этих регионах рынки электроэнергии можно оценить в 40–45 млрд рублей. За право продавать электроэнергию «ТНС-энерго» заплатит 1,36 млрд рублей, «Интер РАО» — 0,85 млрд рублей. В ближайшие месяцы конкурсы на статус ГП пройдут еще в восьми регионах, где сбытовые компании генерируют 65 млрд рублей выручки. Практически все эти конкурсы проходят там, где ранее статус ГП был отобран у энергосбытовых компаний, принадлежавших холдингу «Энергострим», а функции сбыта были временно переданы «Россетям».
Неприглядное наследие «Стрима»
Гарантирующий поставщик — это энергосбытовая компания, которая обязана закупать электричество в интересах того, кто к ней обратился. В закупке электроэнергии гарантирующий поставщик не может отказать никому. В свою очередь, государство обещает такой сбытовой компании доход, устанавливая для нее в конечном тарифе небольшую надбавку — 1–3%, а иногда до 5% от конечной цены 1 кВт•ч электроэнергии. Зачастую в результате такого ценообразования энергосбытовая компания при огромной выручке имеет небольшую маржу.