Главная События Партии Пожелания Голосования Темы Выборы
Искать
Меморандумы и доклады » Версия для печати
2008-12-24
Новая энергетическая стратегия для России
Приложение N 1 к докладу ИНС «НАЦИОНАЛЬНАЯ СТРАТЕГИЯ В УСЛОВИЯХ КРИЗИСА»

I. Тупики российского ТЭКа

Одним из главных пунктов президентской программы Барака Обамы является идея новой энергетики. Обещая избирателям качественно повысить энергоэффективность экономики и поднять экологические стандарты, избранный президент США намеревается попутно решить целый ряд стратегически важных для его страны задач:

· создать новый локомотив экономического роста и научно-технического прогресса, способный потянуть за собой целый ряд смежных отраслей, таких как автомобилестроение, которому предлагается обрести выход из затяжного кризиса в форсированном переходе к гибридным двигателям;

· обеспечить занятость, создав не менее 5 млн. новых рабочих мест для т.н. «зеленых воротничков», сотрудников, задействованных в альтернативнйо энергетике;

· сократить зависимость от экспортеров сырья, в том числе, за счет более активного использования возобновляемых источников энергии (их долю в генерации электроэнергии предполагается довести к 2025 г. до 25%);

· создать новую платформу для глобального лидерства США за счет опережающего формирования новой экологического повестки и форсированного решения проблемы дефицита энергии.

Эти и им подобные планы Запада по формированию новой энергетической модели, менее зависимой от углеводородного сырья, часто воспринимаются в России как угроза для ее экспортно-сырьевой экономики. Между тем, нам следовало бы воспринять их в качестве, если не примера, то повода к выработке собственной, национальной модели новой энергетики.

Несмотря на то, что Россия является одним из мировых лидеров по запасам нефти и газа, сохранение статус-кво в энергетической сфере для нее еще менее приемлемо, чем для стран-импортеров сырья.

Уже в среднесрочной перспективе, существующая модель российской энергетики не способна обеспечивать энергетическую безопасность страны и интенсивное экономическое развитие, в силу присущих этой модели издержек и недостатков.

Перечислим наиболее существенные из них.

1. Коренным недостатком современной энергетики следует назвать опору на быстроисчерпаемые источники энергоресурсов — нефть и газ, которые суммарно составляют 50% энергобаланса страны. Заявленная Правительством РФ стратегия развития энергетики до 2030 года предусматривает дальнейшее механическое наращивание добычи этих видов энергоресурсов: до 530 млн. тонн нефти и до 935 млрд. куб. метров газа в 2030 году.

Между тем, по оценкам Санкт-Петербургского горного института обеспеченность России рентабельными запасами по нефти составляет 10 лет, по газу — 20 лет. Причем речь идет, в значительной степени, о запасах, разработка которых в настоящее время еще и не начиналась.

2. Не менее существенный изъян современной энергетической модели состоит в том, что эти быстроисчерпаемые ресурсы расходуются не только на внутренние потребности России, но и в больших объемах отправляются на экспорт. В России добывается 487 млн. тонн нефти, экспортируется 242,6 млн. тонн — 49,8%, добывается 648 млрд. куб. метров газа, из которых 177 млрд. куб. метров газа экспортируется — 27,3%, добывается 322 млн. тонн угля, экспортируется 100 млн. тонн — 31%.

По прогнозу Минпромэнерго РФ, экспорт нефти в 2030 году составит 236 млн. тонн — 44,5%, экспорт газа — 355 млрд. куб. метров — 37,9%.

Существующая энергетическая стратегия предусматривает не только увеличение физического объема экспорта энергоносителей, но и значительное повышение доли экспорта в общем объеме добычи.

При такой энергетической политике российскую промышленность и экономику на ближайшие 20 лет ожидает стагнация из-за острой нехватки энергии и топлива. Уже в настоящее время в России энергетика не только не идет впереди развития производства, но и значительно отстает, в результате чего образуется дефицит электроэнергии. Дефицит выражается в частоте отказов на техническое подключение к сетям (в 2007 году, по данным Минпромэнерго, было отклонено 84% заявок), а также в дефиците генерирующих мощностей. По экспертным оценкам, в 2007 году дефицит генерирующих мощностей составлял 1,55 ГВт. Проект энергетической стратегии до 2030 года, разработанный в Правительстве РФ, только убеждает в том, что острый дефицит энергии в России будет сохраняться и увеличиваться.

3. Следует также упомянуть о некоторых структурных дефектах Единой энергетической системы.

В России существует односторонний подход к развитию энергетики, выражающийся в механическом наращивании генерирующих мощностей (в частности, проекты строительства около 40 АЭС, нескольких крупных ГЭС в Восточной Сибири). Этот подход был сформирован в СССР, когда на его базе была сформирована наиболее крупная и наилучшая по техническому оснащению энергосистема — Единая энергетическая система.

Однако, при всех ее достоинствах, этой системе были присущи определенные недостатки:

· чрезвычайная капиталоемкость в модернизации и расширении,

· требование топлива определенного качества в больших количествах (что создавало необходимость разработки крупных месторождений газа и угля),

· чрезвычайно длинные перевозки топлива в силу отдаленности основных энергетических мощностей от крупных месторождений топлива, среднее транспортное плечо составляет около 4000 км.

Программа рационализации ЕЭС, составленная в СССР, предусматривающая перевод значительной части генерирующих мощностей в районы КАТЭК и Экибастуз, не была выполнена из-за необходимости инвестирования в нее колоссальных средств. Основные генерирующие мощности и основные источники топлива по-прежнему расположены в разных концах страны.

4. О проблеме диспропорций в российской энергетической географии следует сказать отдельно.

Наиболее серьезные энергетические проблемы стоят перед регионами ЦФО и СЗФО, в которых сосредоточены наиболее крупные города и основной промышленный комплекс России, но которые не обладают собственными источниками энергоносителей для покрытия энергопотребления.

В частности, оба округа зависят от поставок газа с месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и угля из Кемеровской области и Красноярского края. В энергобалансе ЦФО газ составляет 87% и газовые электростанции генерируют около 100 млрд. кВт*час (45%). Только в Москву нужно подать порядка 20-22 млрд. куб. метров газа в год. Другой источник топлива — угли Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, потребление которых составляет 4,8 млн. тонн (87,4%).

Подобную систему энергоснабжения нельзя не считать предельно уязвимой. Достаточно нескольких крупных техногенных аварий на магистральных трубопроводах в Республике Коми и железных дорогах Омской и Тюменской областей (железнодорожные мосты через Иртыш и Ишим), чтобы в регионах этих двух округов наступил экономический коллапс, связанный с невозможностью поддерживать собственное энергопотребление внутренними ресурсами. Прекращение поставок топлива означает остановку всей промышленности и основной части транспорта.

Энергонедостаточность испытывает и ряд промышленно развитых восточных регионов страны. Энергетические мощности распределены по территории трех восточных округов крайне неравномерно. Целый ряд регионов (например, Красноярский край, Иркутская, Амурская области) за счет наличия крупных ГЭС относятся к энергоизбыточным регионам. Тогда как целый ряд других регионов (Свердловская, Челябинская, Новосибирская, Кемеровская, Омская, Томская, Хабаровская области, Пермский и Приморские края), в которых сосредоточен основной промышленный потенциал, относятся к энергонедостаточным регионам.

5. Существующее положение в энергетике усугубляется крайней неэффективностью инвестиций в этой отрасли. К примеру, стоимость установленного 1 кВт мощности второй очереди Сочинской ТЭС (срок ввода намечен на 2010-2011 гг)., составляет 2300 долларов, тогда как среднемировой уровень на сегодняшний день — 700-900 долларов.

Оценка причин отмечаемой неэффективности требует специальных исследований, в том числе, в сферах не имеющих отношения к энергетике как таковой. В самом общем виде, можно упомянуть следующие причины:

· Коррупционные механизмы удорожания,

· Высокие затраты на транспортировку, высокие цены на стройматериалы,

· Высокие издержки при строительстве,

· Нерациональное проектирование и устаревшие проекты.

Таким образом, российскую экономику ожидает в перспективе ближайших 20 лет и дальше, даже при самых благоприятных внешних условиях, длительная стагнация из-за недостаточности энергетических мощностей, структурных дефектов ТЭК, внешнеэкономических приоритетов. И как следствие — нехватки энергии на внутреннем рынке. Это является одной из наиболее важных проблем дальнейшего развития российской экономики, которую необходимо решить применением новых подходов и технологий.

II. Основы новой энергетической политики

Нынешняя российская стратегия развития энергетики, как показывает практика, не в состоянии решить основные энергетические проблемы России, хотя бы потому, что главной задачей этой стратегии ставится увеличение физического объема и доли экспорта энергоносителей.

Развитие промышленности и экономики России требует выдвижения иных целей и приоритетов. Перечислим основные принципы рекомендуемого нами подхода.

1. Экспорт продукта, а не сырья.

Экспорт «сырых» энергоносителей в виде природного газа и сырой нефти России объективно невыгоден и представляет собой, в сущности, поддержку зарубежного производителя. Россия, поставляя газ и нефть в Европу, обильно обеспечивает европейских производителей топливом и сырьем для выпуска продукции органического синтеза, пластмасс, химических продуктов и прочей продукции. В это время российское производство стагнирует, в том числе из-за нехватки топлива и сырья. В итоге, Россия тратит значительную часть своей прибыли от экспорта энергоносителей на закупку продукции промышленности, выпущенной с использованием российского же газа и нефти. Разница цен между сырьем и готовой продукцией такова, что в любом случае в выгоде остаются европейские компании.

Поэтому первым пунктом новой энергетической политики должен стать решительный и максимально возможный отказ от экспорта «сырых» энергоносителей и переход к экспорту переработанных энергоносителей. Под переработанными энергоносителями понимаются виды промышленной продукции, в изготовлении которых используется либо энергетическое сырье, либо большие объемы энергии. Это различные полимеры, пластмассы, другая продукция органического синтеза, сжиженный газ, а также ряд металлов: алюминий, титан, магний и некоторые другие.

Для развития экспорта готовой продукции энергетики у нас есть основы: прежде всего, мощная нефтехимия и газохимия. Но полномасштабной энергетической индустриализации мешают приоритеты крупнейших сырьевых корпораций. В меморандуме «Газпром против России» (2006 г). мы уже писали об этой печальной особенности существующей энергетической стратегии:

«Еще с советского времени Россия обладает передовыми технологиями сжижения газа, использовавшимися в ракетно-космической отрасли и металлургии. Достаточно вспомнить применение для производства брони жидкого кислорода, получаемого в промышленных масштабах по оригинальному методу академика АН СССР П.Л.Капицы, разработанному еще в годы II мировой войны; послевоенные сверхнадежные турбины, неоспоримый приоритет СССР на технологию криогенных ракет, и, наконец, не имеющий аналогов в мире магистральный самолет на газовом топливе. Однако в постсоветское время газовый монополист не только отказывается заниматься промышленным внедрением имеющихся передовых технологий, но и методично скупает новые оригинальные разработки, чтобы надолго затормозить их применение».

Сегодня, когда продажа СПГ постепенно превращает газовый рынок из регионального в глобальный, лидером газовой отрасли становятся США, которые имеют передовые позиции в технологии сжижения, транспортировки и организации биржевой торговли СПГ. «Газпром», выбывая из гонки технологий, следует в американском фарватере, расплачиваясь за «ноу-хау»концессиями на стратегические месторождения российского газа, такие, как Штокмановское. Не озаботившись созданием нового производственного цикла на базе отечественных технологий, «Газпром» аналогичным образом поступает с развитием отраслей газохимии. По утверждению участников международной конференции «Метанол-2006», состоявшейся 29 мая текущего года, «в настоящий момент главным препятствием для развития этих отраслей является откровенное нежелание российского газового монополиста — «Газпрома» — активно заниматься переработкой газа». Между тем, транспортировка метанола в танкерах в те же США принципиально выгоднее, чем транспортировка сжиженного природного газа. Еще более прибыльным было бы перерабатывать метанол в конечные целевые продукты и экспортировать их, — убеждены участники рынка. Игнорируя эти очевидные векторы развития, «Газпром» в очередной раз ради пресловутой «стабильности» поставок лишает Россию шансов повысить качество своего участия в мировом разделении труда».

Россия должна вывозить продукцию энергоемких производств, с получением прибыли от продажи продукции более высоких переделов. Первым этапом решения этой задачи должно стать вытеснение с российского рынка импортной продукции органического синтеза.

2. Переход от быстроисчерпаемых к трудноисчерпаемым источникам энергии.

Ставка на добычу, использование и экспорт быстро исчерпаемых источников энергоносителей: нефти и газа, чрезвычайно рискованна. Интенсивная добыча нефти и газа требует постоянного возобновления запасов, на что требуются очень значительные расходы на геологоразведку, а затем и крупные инвестиции в освоение новых месторождений в регионах Севера и на шельфе. Чем дальше, тем выше себестоимость каждой тонны нефти и кубометра газа.

Наступит момент, когда поддержание добычи нефти и газа в указанных выше объемах станет практически невозможным делом из-за полного исчерпания ресурсов освоенных месторождений и огромных трудностей освоения новых. В этом случае экономику ожидает коллапс из-за выпадения 50% энергобаланса России, а также практически полное прекращение экспорта.

Поэтому в долгосрочной перспективе нужно переходить от использования быстроисчерпаемых источников энергоносителей к использованию значительно более крупных запасов угля, торфа, и других видов ныне малоиспользуемого топлива, а также нетопливных ресурсов, в первую очередь отходов.

Россия хорошо обеспечена запасами угля и торфа, а современные технологии их переработкипозволяют получить широкую гамму энергоносителей, начиная от высококачественного авиакеросина, завершая топочным газом.

Существенная часть данного доклада посвящена именно перспективам перехода к разработке трудноисчерпаемых источников энергии на качественно новом технологическом уровне (см. раздел III «Инновационные возможности»).

Реализация принципов, обозначенных в первых двух пунктах, позволит перейти на новую модель использования природных нефти и газа — не для топливных нужд и не для экспортных поставок, а в качестве ценного сырья для отечественной химической промышленности.

3. Баланс между автономной и централизованной энергетикой.

Новый подход к использованию трудноисчерпаемых источников энергии позволит решить еще одну серьезную проблему современной энергетики России — чрезмерную концентрацию генерации тепловой и электрической энергии на крупных станциях. Создание такой системы в СССР долгое время считалось прогрессивным явлением, однако впоследствии оказалось, что подобная энергосистема лишена гибкости, и требует колоссальных инвестиций на капитальный ремонт, реконструкцию и развитие.

Выходом из этой ситуации является расширение сферы применения автономных источников тепловой и электрической энергии на местных видах топлива и создание определенного баланса между крупными централизованными и автономными источниками энергии (к примеру, в пропорции 70:30). Расширение применения автономных источников энергии также позволит оптимизировать инженерные сети: газопроводы, ЛЭП, теплотрассы, и отказаться от чрезмерно длинных и разветвленных сетей, требующих крупных инвестиций на строительство и капитальный ремонт.

4. Ликвидация региональных диспропорций.

Решение этой задачи распадается на два основных направления:

А) Использование местных источников энергии на базе новых технологических возможностей.

Частично проблему энергонедостаточности ЦФО и СЗФО решает производство электроэнергии на АЭС, которые генерируют около 30% электроэнергии в регионах ЦФО, а к 2020 году на долю атомной энергетики должно приходится 46% генерации. Однако зависимость от поставок газа и угля все равно остается очень высокой, и на долю этих энергоносителей приходится основной рост потребления энергии в промышленности, на транспорте и в экономике.

Следует разработать широкую программу использования всех источников энергии для развития самостоятельного энергоснабжения регионов ЦФО и СЗФО.

Основой самостоятельного энергоснабжения этих регионов могут быть следующие источники: бурый уголь Подмосковного бассейна, торф, промышленные отходы, отходы сельскохозяйственного производства, сточные и канализационные воды.

Энергосистема этих двух округов должна быть дополнена следующими элементами:

· комбинирование коксования угля и производства тепловой и электрической энергии по технологии компании «Сибтермо» (см. раздел III «Инновационные возможности», п.3),

· переработка в искусственную нефть бытовых и промышленных отходов, отходов сельскохозяйственного производства, (раздел III, пп. 1,2)

· производство синтез-газа (раздел III, п. 3).

Также необходимо развивать добычу и переработку природного газа из небольших забалансовых месторождений газа, которые сосредоточены в Ярославской и Вологодской областях. Вообще, газовые ресурсы Европейской части России составляют около 5 трлн. куб. метров газа, что вполне достаточно для покрытия части энергетических потребностей регионов.

Б) Перераспределение атомной энергетики.

Бурное развитие промышленности восточных регионов требует наличия мощных, но при этом достаточно компактных источников энергии, по возможности исключающих дополнительную нагрузку на транспорт. Такими источниками могут быть АЭС.

Сегодня в России АЭС распределены крайне неравномерно. Из 10 действующих АЭС, 6 приходятся на регионы ЦФО и СЗФО, 1 — на регионы ПФО, 1 — на регионы ЮФО, и 2 АЭС на три восточных федеральных округа. По мощности энергоблоков, из 19362 МВт установленной мощности, 14154 МВт или 73,1% приходится на регионы ЦФО и СЗФО. При этом все мощности по добыче, обогащению урана и хранению радиоактивных отходов расположены в регионах УрФО и СФО. Подобный дисбаланс прослеживается и в планах развития атомной отрасли. (см. раздел III, п. 4)

Если рассматривать размещение АЭС с точки зрения экономической целесообразности, то дополнительные АЭС должны быть установлены в первую очередь в регионах, дающих наибольший вклад в ВВП России, то есть в регионах Поволжского и Уральского федеральных округов. 2-3 новых АЭС должны быть размещены в регионах Сибирского федерального округа, в первую очередь в Новосибирской, Томской, Кемеровской областях, где сосредоточена основная часть индустриального потенциала этого округа. АЭС должны быть построены также недалеко от основных центров по репроцессингу отработанного ядерного топлива.

Однако, если рассматривать также перспективное развитие промышленности восточных округов, целесообразно на территории восточных округов создать сеть из 5-6 крупных АЭС, мощностью по 3-4 тысячи МВт, которые охватывали бы наиболее развитые промышленные регионы. Одна АЭС должна быть при этом размещена в сейсмобезопасных районах Республики Бурятия или Забайкальского края для стимулирования развития обрабатывающей промышленности этих регионов.

5. Региональная интеграция на базе новых энергетических стандартов.

В рамках энергодиалога с западными партнерами, интенсивно ведшегося в период правления Владмира Путина, Россия стремилась возложить на себя роль гаранта энергетической безопасности развитого мира. Однако выполнение этой роли объективно невыгодно для России и нереалистично в долгосрочной перспективе. Россия занимает не столь большую долю по запасам нефти и газа (особенно если учесть степень их доступности и рентабельности в разработке), чтобы гарантировать энергетическую безопасность в глобальном масштабе.

Поэтому ее вполне оправданное стремление к лидерству в энергетической отрасли должно получить принципиально иную основу и иное оформление.

В частности, весьма перспективной идеей может быть предложение Россией плана создания региональной Единой энергетической системы в Евразии, в которой все генерирующие мощности объединены в одну систему, что позволило бы более экономично производить и расходовать электроэнергию, а также обеспечило равный и недискриминационный доступ для государств-партнеров.

В России сейчас обсуждаются проекты обеспечения экспорта электроэнергии в страны ЕС, в Китай (от крупных электростанций в Восточной Сибири). Предложены следующие международные ЛЭП в восточной части России:

1. Братск–Пекин, 600 кВ, 2600 км (упомянута в Энергетической стратегии России),

2. Бурейская ГЭС — Харбин, 400 кВ, 700 км,

3. Дальний Восток — КНДР — Республика Корея, 500 кВ, 1100 км,

4. Сахалин–Япония, 500 кВ, 470 км,

5. Дальний Восток — Китай — Республика Корея, 500 кВ, 2300 км,

6. Учурский каскад ГЭС — Китай — Республика Корея, 500 кВ, 3500 км.

Суммарно они должны передавать мощностью до 20 ГВт. Пока что Россия не обладает подобными генерирующими мощностями в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, поскольку мощность наиболее крупного каскада ГЭС — Ангарского (Иркутская, Усть-Илимская, Братская ГЭС) составляет суммарно 9 ГВт. Даже если будет полностью построен каскад ГЭС в Якутии на Алдане, суммарной мощностью 5 ГВт, то и в этом случае их мощности для экспорта может оказаться недостаточно. Это делает еще более актуальной задачу развертывания новых АЭС в восточных регионах РФ.

Вместе с тем, задача интеграции электросетей не должна полностью сводиться к экспортным приоритетам. В качестве варианта, альтернативного названным экспортным магистралям можно выдвинуть идею кольцевания энергосистем в масштабах Евразийского континента для решения следующей задачи.

Пик потребления энергии в различных частях Евразии не совпадает по времени года. В северной части он приходится на зимнее время (отопление), в южной части на летнее время (охлаждение и кондиционирование). Крупномасштабная Единая энергосистема позволила бы обеспечить резерв нагрузок для сезонных пиков потребления электроэнергии.

В зимнее время, когда в северной части Евразии резко возрастает потребление электроэнергии, переток идет из южных сегментов системы. В летнее время, когда в южной части Евразии резко возрастает потребление электроэнергии, переток идет из северных сегментов системы. Основной экономический принцип функционирования этой системы — взаимозачет поставленной электроэнергии по определенным, заранее оговоренным тарифам.

Поскольку в центральной части Евразии находятся крупные и непроходимые для ЛЭП горные хребты и системы, представляется возможным выдвинуть проект кольцевания национальных энергосистем по следующей схеме: Урал — Сибирь — Китай — Вьетнам — Лаос — Таиланд — Индия — Пакистан — Афганистан — Узбекистан — Казахстан — Урал. Это маршрут наиболее мощных ЛЭП. К этой системе подключаются национальные энергосистемы и генерирующие мощности. Магистральные ЛЭП могут использоваться как в интересах национальных сегментов, так и для перетока электроэнергии между сегментами.

Управление энергосистемой проходит в два уровня. На национальном уровне управление осуществляют национальные диспетчерские, а на международном — единая диспетчерская, которая собирает запросы на увеличение поставок электроэнергии от энергонедостаточных сегментов и распределяет нагрузку среди энергоизбыточных национальных сегментов.

Создание подобной системы представляет собой весьма длительный процесс, который вполне может растянуться на 50-60 лет, с учетом строительства и модернизации ЛЭП, ввода в строй генерирующих мощностей, установления единых стандартов и создания диспетчерской сети.

Функционирование подобной единой энергетической системы возможно на основе многосторонних межгосударственных соглашений и, несомненно, потребует взвешенной политики каждого государства, входящего в эту систему. С высокой вероятностью, оно будет побуждать российских соседей по Евразии к дружественной политике, что можно отнести к стратегическим выгодам проекта.

III. Инновационные возможности

Главными экономико-технологическими задачами развития российской энергетики на близкую перспективу нужно назвать:

· развитие автономной энергетики различного назначения,

· освоение производства оборудования для установок автономной энергетики,

· отработка методов подключения автономных установок к ЕЭС,

· освоение добычи и перевода в жидкую или газовую фазу всех видов местного топлива,

· освоение производства топлива из нетопливного сырья и отходов.

Решение этих задач по развитию энергетики требует преодоления последствий упадка в ряде отраслей машиностроения и связанных с ним научно-конструкторских учреждений.

Основная же роль в формировании нового облика отечественной энергетики может и должна принадлежать целому ряду недавно разработанных технологий в области энергетики, переработки топлива и нетопливных отходов, которые сейчас практически не находят применения и существуют, по большей части, в опытно-промышленных установках.

Перечислим эти инновационные возможности.

1. Цикл углеводородов: к искусственным нефти и газу

В энергетике и химической промышленности используется большое количество углеводородных соединений, используемых в качестве топлива, а также сырья для органического синтеза и производства пластических масс. По мере развития промышленности потребление углеводородных соединений будет только возрастать, что требует увеличения главного источника их получения — нефти и природного газа.

Казалось бы, рано или поздно экономическое развитие упрется в истощение запасов нефти в качестве главного сырья для получения различных углеводородных соединений. Оценок времени исчерпания запасов нефти выдвинуто много, и они колеблются в крайне широких пределах: от ближайших десятилетий до 140 лет.

Однако в 1990-е годы была разработана технология термической деполимеризации, которая позволяет разлагать сложные углеводородные соединения на простые, с получением смеси простых углеводородных соединений, аналогичной природной нефти — искусственной нефти.

Первоначально технология была рассчитана на получение искусственной нефти, но дальнейшее ее развитие российскими химиками показало, что на ее основе может быть разработана технология специализированной переработки углеводородных соединений. Ученые Российского химико-технологического университета им. Д. И. Менделеева разработали технологию переработки ряда полимеров (полиэтилен, полипропилен, полистирол и полиэтилентерефталат) в бензин, позволяющий получать около 1 литра бензина из 1 кг полимерных отходов. ЗАО «Камея» разработала метод пиролизной переработки шин, позволяющей получать из тонны шин до 600 литров пиролизного масла, до 320 кг сажи, 55 кг металла и до 10 куб. м пиролизного газа. Видимо, это не единственный подобный способ переработки.

Основное значение производства искусственной нефти заключается сразу в нескольких моментах.

Во-первых, резко расширяется круг сырья для подобной переработки. Для нее годятся любые материалы, содержащие углеводородные соединения. В частности, это позволяет перерабатывать в высококачественное топливо малоценные виды энергоносителей: бурый уголь, сланцы, дрова, торф, а также использовать нетопливные виды сырья: органические отходы сельскохозяйственного производства, биологические отходы, сточные воды, отстой канализационных вод и так далее.

Во-вторых, переработке могут быть подвергнуты отходы, содержащие углеводородные соединения: резина, пластмассы, полимеры, мазут, битум, асфальт, которые сейчас откладываются в виде бытовых и промышленных отходов. Переработка отходов в искусственную нефть позволяет создать замкнутый цикл обращения углеводородов по схеме: нефть — органический синтез — полимеры — отходы — искусственная нефть. Это позволяет резко, в разы сократить использование природной нефти в качестве сырья для органического синтеза. Это означает переход в использовании углеводородных соединений от топливного цикла переработки нефти к нефтехимическому циклу.

В-третьих, особенности технологии получения искусственной нефти позволяют использовать получаемый горючий газ для энергетических нужд самой установки термической деполимеризации.

В настоящее время эта технология существует только в немногочисленных опытно-промышленных образцах и конструкторских разработках. Производства, основанные на этих технологиях, работающие на проектной мощности отсутствуют. Вместе с тем, в Росси накапливается большое количество отходов, пригодных для переработки. Например, по оценочным данным, ежегодно образуется около 1,1 млн. тонн изношенных шин и 0,7 млн. тонн полимерных отходов, 14,4 млн. тонн древесных отходов. При этом во вторичный оборот пускается 3-4% резинотехнических изделий и 4,2% полимеров. Сжигание шин представляет собой очень опасный процесс (1 тонн шин при сжигании выделяет около 270 кг сажи и около 450 кг токсичных газов), потому он не может быть широко применен. Основная масса этих отходов скапливается на полигонах захоронения.

Широкое внедрение технологии искусственной нефти в промышленных масштабах, покрывающих значительную часть потребностей российской экономики в топливе и сырье для органического синтеза, вызовет следующие последствия. Сырьевая база для производства топлива будет практически неисчерпаемой, поскольку будет соответствовать всему наличному объему угля, торфа, древесины, накопленных бытовых отходов, а также массе органического вещества, находящегося на территории РФ. Затем, эта технология позволит отказаться от добычи и переработки нефти для топливных нужд, и добывать нефть только и исключительно в качестве ценного сырья для органической химии.

Определить необходимый объем инвестиций весьма нелегко и говорить можно только об ориентировочных оценках. Для переработки ежегодно накапливающихся резинотехнических, полимерных и древесных отходов потребуются инвестиции в размере около 1 млрд. долларов. При условии создания промышленности мощностью годового объема образования отходов плюс 20% для переработки накопленных отходов — около 1,2 млрд. долларов.

Внедрение подобной технологии вызовет сокращение использования природной нефти в органическом синтезе, и может вызвать сокращение занятости в нефтедобыче. Зато это создаст дополнительные рабочие места, в том числе для квалифицированного инженерного персонала, в крупных городах и промышленных центрах. Также потребуется временная занятость в ликвидации свалок и полигонов с захоронениями отходов этого типа.

2. Использование бытовых отходов в топливных целях

В России ежегодно образуется по различным оценкам от 27 до 54 млн. тонн (около 130 млн. куб. метров) твердых бытовых отходов, из которых только около 3% проходит промышленную переработку, сжигается 1%, компостируется 0,3%. Основная часть бытовых отходов свозится на полигоны захоронения. В России накоплено свыше 80 млрд. тонн отходов, из которых порядка 16 млрд. тонн составляют бытовые отходы.

К сожалению, по большей части, применяемые методы переработки твердых бытовых отходов либо неэффективны, либо опасны. Сортировка ТБО с целью получения вторсырья не дает значительного эффекта, поскольку выход вторсырья составляет от 8 до 15%. Сжигание мусора выделяет токсичные газы, и потому небезопасно для крупных городов, особенно если завод расположен вблизи городской застройки. Это является причиной низкой доли перерабатываемых твердых бытовых отходов.

Отходы могут стать неплохим источником сырья для производства энергоносителей, сопоставимых с природными источниками. К тому же, в отличие от природных месторождений, отходы — это «возобновляемый» ресурс.

При условии выработки из тонны бытовых отходов до 300 литров искусственной нефти, из накопленного в России объема бытового мусора можно получить дополнительно до 3,8 млрд. тонн искусственной нефти. Это составит 46,3% к международно признанным запасам нефти в России и 14,9% к российским данным по запасам нефти.

Помимо переработки отходов путем термической деполимеризации существует технология получения биогаза, состоящего из 55-75% метана и 25-45% оксида углерода, с теплотворной способностью от 4800 до 6000 ккал/куб.м, в зависимости от содержания метана. В этом отношении биогаз является практически точным аналогом природного газа, только искусственного происхождения. Из накапливаемых в течение года бытовых и сельскохозяйственных отходов (около 300 млн. тонн сухой массы), можно получать около 90 млрд. куб. м газа ежегодно. Этот объем сопоставим с объемом ежегодных закупок газа Россией в Туркменистане — 50 млрд. куб.м. в год.

Простое сжигание твердых бытовых отходов позволяет получить большое количество электрической и тепловой энергии. Мусоросжигательный завод мощностью 360 тысяч тонн в год, генерирует 50 МВт электроэнергии и 500 Гкал в год. Также Институт химической физики РАН разработал метод огневой переработки полигонов захоронения с использованием технологии сверхадиабатического горения. Продуктом переработки является горючий газ, грунт и минеральные остатки, пригодные в качестве стройматериалов.

Создание промышленности переработки отходов, мощностью равной годовому накоплению мусора, потребует инвестиций на строительство перерабатывающего предприятия в размере около 1,8 млрд. долларов. Переработка накопленного объема бытовых отходов потребует значительно более масштабных инвестиций.

Переработка твердых бытовых отходов, в сущности, создает новую отрасль промышленности, которая потребует рабочих рук. Но в свете неблагоприятного демографического тренда и сокращения трудоспособного населения, главным направлением развития этой сферы можно назвать полную автоматизацию и роботизацию переработки твердых бытовых отходов. Развитие отрасли в подобном направлении вызовет рост занятости квалифицированного инженерно-технического персонала на автоматизированных перерабатывающих заводах, а также в смежных отраслях промышленности: робостроении, производстве приборов, командоаппаратов, техническом обслуживании, программировании и так далее.

3. Новые пути использования ископаемого топлива

Важнейшую роль в обеспечении энергетики топливом играет ископаемое топливо, в частности, уголь и торф. Россия обладает огромными запасами угля, оцениваемыми примерно в 200 млрд. тонн, что составляет 5,5% мировых запасов. Торф залегает в России на площади 150 млн. гектар и его запасы составляют 235 млрд. тонн (47% мировых запасов). Суммарно, Россия обладает запасом в 435 млрд. тонн ископаемого топлива, при этом надо учитывать, что многие месторождения и бассейны еще детально не обследованы, и эти оценки могут увеличиться.

Доля торфа в топливном балансе составляет 0,2%, а его потребление составляет около 2,5 млн. тонн. в год. Торфом обеспечивается 11 ГРЭС и 3 ТЭЦ.

Потребление угля в России в год составляет около 200 млн. тонн (206,9 млн. тонн в 2004 году). При подобном потреблении наличных запасов ископаемого топлива хватит на 2175 лет.

Уголь занимает 27% в топливном балансе России. Долгое время в СССР велась политика вытеснения угля из топливного баланса и замещения его газом. В настоящее время, вследствие дороговизны природного газа, уголь стал возвращать свои позиции. В рамках сложившейся топливной модели, экономически эффективен переход на уголь при внутренней цене на газ свыше 125 долларов за 1000 куб. метров. Учитывая неуклонный рост тарифов, диктуемый газовым монополистом, к 2015 году ожидается, что доля угля составит 37% топливного баланса России.

Однако развитие потребления угля в России сталкивается в рядом трудностей.

1. Во-первых, генерация тепловой и электрической энергии с применением угольного топлива дороже, чем с применением газа.

2. Во-вторых, в России очень большое транспортное плечо перевозок угля.

3. В-третьих, требуются дополнительные расходы на обеспечение экологической чистоты сжигания угля.

Кроме того, образуется большой объем отходов, ежегодно в России накапливается 29,8 млн. тонн золы и шлаков тепловых электростанций.

Поэтому использование угля в России в настоящее время существенно уступает газу по экономической эффективности, создает нагрузку на железнодорожный транспорт и экологически небезопасно.

В рамках современных технологий уголь может выступать в качестве топлива, сырья для черной металлургии (топливо + восстановитель для железа), сырья для переработки в жидкие углеводородные соединения, сырья для переработки в горючие газы. Для развития энергетики наиболее интересными направлениями представляются способы переработки угля в жидкое или газообразное топливо. Это решает вопрос технологических трудностей при сжигании, образования золы и шлаков. Жидкое и газообразное топливо наиболее удобно в сжигании, достаточно удобно в хранении и транспортировке, по сравнению с твердым топливом. Потому широкое использование угля в энергетических целях, скорее всего, возможно именно путем переработки угля в жидкое или газообразное топливо.

В СССР в ограниченных масштабах получали газообразное топливо методом газификации в кипящем слое из бурых углей. Годовая мощность этого производства составляла в середине 1960-х годов около 35 млрд. куб. м. газа. Работы были свернуты после открытия крупных газовых месторождений в Узбекистане и Западной Сибири. В настоящее время подобных производств в России нет.

Существует, по меньшей мере, три способа переработки угля в жидкие углеводородные соединения: гидрогенизация, метод Фишера-Тропша, термическая деполимеризация.

Первые два способа были разработаны в Германии и широко использовались для производства моторного топлива. По методу гидрогенизации угля производилось высококачественный авиакеросин. По методу Фишера-Тропша производилось дизельное топливо. По методу гидрогенизации на 1 тонну угля получали 164 кг жидких и твердых углеводородов, в том числе 95 кг авиационного топлива. По методу Фишера-Тропша выход составлял 200 кг на 1 тонну угля, в том числе 87 кг автобензина и 56 кг дизтоплива. После войны СССР намеревался создать три района получения искусственного топлива (Ангарск, Новочеркасск, Салават), суммарной мощностью 1640 тысяч тонн искусственного топлива в год, однако проект не был реализован. Однако, в 1980-х годах технология гидрогенизации была доработана в направлении снижения рабочего давления.

Термическая деполимеризация угля даст разложение и выход в газообразную фазу летучих углеводородных соединений, а также практически чистое углеродное топливо — кокс. Этот процесс широко используется при коксовании угля.

Получение горючих газов из угля может проводиться по методу пиролиза, в которой при нагревании при недостатке кислорода твердые органические вещества разлагаются, и получается горючий газ и смолистая фракция. В результате этой переработки также получается кокс.

Красноярская компания «Сибтермо» разработала перспективный метод коксования бурого угля с использованием модернизированной технологии пиролиза, комбинированный с выработкой электрической и тепловой энергии. В результате этого из 1 тонны бурого угля Канско-Ачиснкого бассейна выходит до 300 кг кокса, и около 1,5 Гкал горючего газа. Полученный кокс извлекается из агрегата и может быть использован в качестве топлива, а в газ сжигается для получения пара, который может быть использован для генерации электрической или тепловой энергии. Опытные установки полностью интегрированы с типовыми котлами ТЭЦ. (Насколько нам известно, это единственная технология такого рода. Ее внедрение может стать революцией в ЖКХ, которое становится из нетто-потребителя топлива переработчиком угольного сырья, то есть частью промышленности).

Второй метод заключается в подаче в камеру сгорания воды или водяного пара, в результате чего получается горючий синтез-газ — смесь монооксида углерода и водорода, с примесью азота и оксида углерода (примеси около 11%). Подобный синтез-газ имеет теплоту сгорания 2800 ккал/куб. метр). Этот метод широко использовался в начале ХХ века для получения светильного газа, использовавшегося для освещения городов и домов, но впоследствии он получил сферу применения в промышленности, в основном, в органическом синтезе. Тем не менее, синтез-газ может иметь и определенное топливное значение.

Пограничное положение занимает технология водоугольного топлива или водоугольной суспензии, основанная на сжигании мелко измельченного угля, смешанного с водой. Этот вид топлива может готовиться из различных марок угля и его массовая доля может колебаться от 57 до 70%. Водоугольное топливо по своим характеристикам аналогично мазуту, может сжигаться в серийных топках без доработки, а также может передаваться по трубопроводам. В 1989 году был построен трубопровод для водоугольного топлива Белово — Новосибирск, протяженностью 262 км, который успешно функционировал до 1993 года. С 2004 года существует опытная установка в Ковдорском районе Мурманской области.

В области использования ископаемого топлива можно предложить создание целой топливной промышленности, интегрированной с угледобывающими шахтами и карьерами, а также торфодобывающими предприятиями. Сырье, то есть уголь и торф, будут тут же практически в полном объеме передаваться на переработку в жидкое или газовое топливо по тому или иному методу, в зависимости от цели использования.

Развитие этого промышленного комплекса требует масштабных инвестиций в создание предприятий, перерабатывающих уголь в различные виды топлива, в развитие угледобычи, а также в развитие смежных отраслей: машиностроения, органического синтеза, энергетики и других отраслей.

Вероятнее всего, наиболее перспективно развитие газификации угля, переработки его в газовое топливо, с последующей поставкой газа на ГРЭС и ТЭЦ по системе газопроводов. Этот путь потребует масштабных инвестиций преимущественно в мощности по добыче и переработке угля.

Получение синтетического топлива из угля можно вести при условии переработки наиболее ценных марок угля («Г», «Ж», «ДП» и других) или в качестве побочного продукта переработки угля по другим технологиям.

Социально-экономическое значение этого способа развития энергетики состоит в отходе от использования в качестве основного источника топлива месторождений природного газа. Выработка газового топлива из угля представляет собой намного более устойчивую отрасль промышленности, имеющую гораздо лучшую сырьевую базу. Это означает большую устойчивость энергетики на долгосрочный период. Развитие российской промышленности и экономики, при условии полного перехода на потребление синтетического газового топлива, больше не будет зависеть от запасов газа и истощения газовых месторождений. Возможности энергетики будут зависеть главным образом от мощностей по добыче угля и получению синтетического газа. При условии масштабных инвестиций, Россия может покрыть свои потребности в газовом и моторном топливе за счет переработки угля, для чего потребуется порядка 585 млн. тонн угля в год.

Создание подобной отрасли потребует масштабного привлечения рабочей силы, в том числе квалифицированного персонала, в угольную и перерабатывающую промышленность. Потребуется настоящий переворот в горном машиностроении и техническом оснащении угольной промышленности, с переходом на автоматизированные способы добычи угля.

Бурное развитие угольной и углеперерабатывающей отрасли может вызвать сокращение численности персонала в газовой отрасли, отток временных рабочих из регионов Севера, с ростом занятости в более южных регионах России.

Кроме того, это позволит резко увеличить занятость в традиционных угледобывающих регионах России: Ростовской области, Республике Коми, Кемеровской области, Красноярском крае, Иркутской области, и создать условия для переселения в эти регионы. В перспективе, при разработке крупных угольных месторождений Республики Саха (Якутия) и Магаданской области, аналогичный процесс может затронуть и эти регионы.

Создание новой отрасли на базе технологий переработки ископаемого топлива может стать важным стимулом к социально-экономической интеграции РФ с региональными партнерами. Прежде всего — с Украиной и Белоруссией. Сегодня эти страны проявляют повышенный интерес к новым возможностям использования местных видов топлива, видя в этом шанс на снижение энергетической зависимости от Москвы. Однако в том случае, если Россия сумеет завоевать лидерство во внедрении соответствующих инноваций, этот интерес может превратиться из центробежного в центростремительный фактор.

В случае с Украиной, речь может идти о совместной разработке Донецкого угольного бассейна и создании углеперерабатывающей промышленности. Для Украины это важно тем, что переработка донецкого угля на газ даст возможность достаточно быстро закрыть дефицит газового топлива. России это даст возможность увеличить генерацию электроэнергии и восполнить дефицит электроэнергии в Краснодарском крае.

В конечном итоге, возможен проект возрождения единой донецкой энергосистемы, использующейся в интересах Украины и России.

Развитие белорусской энергетики идет по пути максимально широкого использования местного топлива, в частности, больших запасов торфа. Совместно с Беларусью можно провести техническую модернизацию торфодобывающей отрасли в двух странах и обеспечить развитие торфопереработки для различных целей.

В целом, совместно с Беларусью целесообразно развивать сектор автономизированной сельской энергетики, производящей энергоносители из местного топлива (торф, дрова, низкокачественный уголь), а также из отходов сельскохозяйственного производства. Это даст ключ к экономическому возрождению сельских районов Нечерноземной зоны России.

4. Регенерация ядерного топлива

В настоящее время в России эксплуатируется 30 реакторов (8 ВВЭР-1000, 6 ВВЭР-440, 11 РБМК-1000, 4 ЭГП6, 1 БН-600), суммарной мощностью 22 ГВт. Российская атомный комплекс составляет 6,8% от общего количества реакторов и 6% от общей мощности АЭС в мире.

«Росатом» разработал программу резкого расширения генерирующих мощностей в атомной промышленности. К 2025 году доля АЭС в энергобалансе должна быть доведена до 25%, и должно ежегодно закладываться по два новых энергоблока, так, чтобы к 2030 году заработано 40 новых энергоблоков суммарной мощностью до 40 ГВт суммарной стоимостью 60-70 млрд. долларов, в том числе к 2015 году иметь 10 новых энергоблоков и 10 в постройке.

Корпорация разработала «дорожную карту» строительства, в которой указаны следующие АЭС: Кольская, Ленинградская, Калининградская, Калининская, Курская, Нововоронежская, Волгодонская, Балаковская, Белоярская, Южно-Уральская (Снежинск, Челябинской области), Северская (Томск), Дальневосточная (Комсомольск-на-Амуре), Приморская (Владивосток). Также лоббируются проекты АЭС в Нижнем Новгороде, Перми, Ярославле.

«Росатом» принял решение продлить эксплуатацию до 2015 года реакторов «чернобыльского» типа — РБМК. Кроме того, корпорация рассчитывает на строительство до 60 ГВт новых энергоблоков на АЭС в других странах. Правда, экологи указывают, что с 1991 года было принято три программы развития атомной энергетики, каждая из которых была выполнена не более, чем на 5%.

Серьезным препятствием к реализации нынешнего проекта развития атомной энергетики являются проблемы производства ядерного топлива в России и в мире. Дефицит урана в мире стабильно держится на уровне 40-45%. В свете этого, прогноз ввода в мире до 2030 года АЭС суммарной мощностью до 500 ГВт, можно считать малореализуемым.

В России также существует дефицит урана, который сейчас покрывается из складских запасов. АЭС в России потребляют 9 тысяч тонн урана в год, тогда как добывается не более 3 тысяч тонн, и еще существует экспорт урана. К 2020 году при строительстве новых АЭС потребление вырастет до 16 тысяч тонн урана в год. По оценкам Роснедр, для преодоления дефицита урана «Росатому» нужно вложить в добычу минимум 10 млрд. долларов, что позволит покрыть около 70% потребностей. Если программа разработки урана в Якутии не будет реализована, то Россия может приступить к импорту урана из Казахстана.

Вместе с тем, существует другой способ получения ядерного топлива из накопленных отходов и отработанного ядерного топлива. В России накоплено большое количество отработанного ядерного топлива, а также отходов обогащения урана.

На первом месте стоит хранилище отработанного ядерного топлива в Железногорске (Красноярский край), ранее Красноярск-26. Там в 1985 году принято в эксплуатацию хранилище емкостью 6000 тонн, в котором сейчас находится около 5 тысяч тепловыделяющих сборок. По данным Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, в Железногорске на декабрь 2006 года хранилось 10299 облученных тепловыделяющих сборок реакторов типа ВВЭР-1000, весом 4588 тонн.

Ангарский электролизно-химический комбинат (Ангарск, Иркутская область) накопил огромные запасы обедненного гексафторида урана, оценивающиеся в размере 500 тысяч тонн. В этом хранилище количество изотопа уран-235 составляет около 1500 тонн.

Имеется также определенное количество урана и плутония в составе твердых радиоактивных отходов на Сибирском химическом комбинате в Северске (Томская область).

Причем, эти хранилища постоянно пополняются и имеются широкие планы по строительству дополнительных хранилищ. С 1996 года ежегодно на АЭХК для обогащения поставляется от 130 до 290 тонн обедненного гексафторида урана по контрактам с голландско-немецко-британской компанией Urenco и французской Eurodif SA. После обогащения в Европу возвращается только 10% ядерных материалов, а 90% остаются для бесплатного хранения в месте репроцессинга.

В Железногорске хранилище отработанного ядерного топлива увеличивается до 8600 тонн. Кроме этого, принято решение о строительстве в Железногорске хранилища отработанного ядерного топлива общей емкостью 38000 тонн (в том числе 27 тысяч тонн — ОЯТ реакторов типа РБМК, 11 тысяч тонн — ОЯТ реакторов типа ВВЭР).

Отработанное ядерное топливо содержит в себе изотопы, пригодные для дальнейшего использования. В одной тонне отработанного ядерного топлива, извлеченного из реактора типа ВВЭР, содержится 905-980 кг урана (уран-235 и уран-238), 5-10 кг плутония, 1,2-1,3 кг цезия-137, около 0,7 кг технеция-99, 0,5 кг стронция-90, 0,5 кг нептуния-237 и другие изотопы.

Это обстоятельство создает хорошие перспективы для регенерации ядерного топлива (извлечение из него неиспользованного урана-235 и образовавшегося плутония). Извлечение урана и плутония из облученных сборок не представляет собой значительных технических трудностей, и производится путем репроцессинга отработанного ядерного топлива, путем разрезки ТВЭЛ на части, растворения в горячей азотной кислоте и разделение урана и плутония в растворе трибутил-фосфата. Тем более, что в Железногорске не достроен завод по регенерации ядерного топлива РТ-2.

Обогащение обедненного гексафторида урана также не представляет особых технических трудностей. Кроме широко распространенного газодиффузионного способа сепарации, есть и другой способ обогащения, использованный в ЮАР при создании ядерного оружия — аэродинамическая сепарация, с использованием вихревых трубок с давлением 6 бар, в котором вращается газообразный гексафторид урана и происходит разделение изотопов уран-235 и уран-238. ЮАР на заводе в Валиндабе произвела этим способом 400 кг оружейного урана. Энергетические затраты составляют 3300 кВт-ч/МПП-кг (МПП — масса переработанного вещества), больше, чему газодиффузионного способа.

В России имеются четыре крупных предприятия, способные обогащать уран: Уральский электрохимический комбинат (г. Новоуральск, Свердловская область) — 10 млн. ЕРР, Электрохимический завод (Зеленогорск, Красноярский край) — 5,8 млн. ЕРР, Сибирский химический комбинат (Северск, Томская область) — 3 млн. ЕРР, Ангарский электролизно-химический комбинат (Ангарск, Иркутская область) — 2,6 млн. ЕРР. Основная технология обогащения — центрифужный метод. Эти мощности могут быть непосредственно использованы для репроцессинга отходов, а также могут быть дополнены рядом мощностей разделения по методу аэродинамической сепарации.

Повторное использование отработанного ядерного топлива сопряжено с решением ряда политических проблем. Репроцессинг был фактически отвергнут по требованиям МАГАТЭ из-за опасности распространения ядерного оружия, поскольку в результате подобного репроцессинга получается значительное количество изотопа плутония, который может быть выделен и обогащен до оружейного качества. Однако, при достаточно строгом контроле за распространением делящихся материалов и выдаче гарантий МАГАТЭ, репроцессинг может быть снова широко использован.

Стоимость ядерного топлива в этом случае будет дороже, чем топлива, получаемого из природного урана, однако, это позволяет, во-первых, ликвидировать накопленные радиоактивные отходы, во-вторых, создать цикл обращения ядерного топлива по схеме: природный уран — ядерное топливо — отходы — репроцессинг — ядерное топливо. Использование отходов и создание цикла использования ядерного топлива позволит для России решить проблему нехватки природного урана для производства ядерного топлива.

Вторым направлением развития следует признать разработку способов использования других изотопов, образующихся в отработанном ядерном топливе, в том числе и для топливных нужд. В разработанных и перспективных конструкциях радиоизотопных источников энергии используется широкий спектр изотопов: плутоний-238, кюрий-242, кюрий-244, кюрий-245, калифорний-248, калифорний-249, калифорний-250, эйнштейний-254, фермий-257 и другие.

В России есть широкая сфера применения радиоизотопных источников энергии в качестве автономных энергоустановок для различных нужд в районах Крайнего Севера. В СССР для навигационного обеспечения Северного морского пути использовалось около 1000 подобных установок.

Первичные инвестиции в репроцессинг ядерного топлива — в достройку завода по регенерации топлива РТ-2 в Железногорске — оцениваются в 2,5 млрд. долларов. С учетом роста объема отработанного ядерного топлива, в перспективе потребуется строительство еще одного завода и инвестиции в размере 3-4 млрд. долларов.

Бурное развитие репроцессинга потребует увеличения кадрового персонала в атомной отрасли и смежных отраслях промышленности и увеличит спрос на высококвалифицированный персонал. При условии тщательного соблюдения техники безопасности и технологии обеспечения радиационной безопасности, результатом программы будет снижение уровня радиации и сокращение опасности радиационного загрязнения.

Широкое развитие репроцессинга потребует, однако, введения ряда технологических новшеств, в частности, создания металлургии радиоактивных сплавов для переработки радиоактивного скрапа, который ныне складируется в хранилищах, но часто попадает в металлургический передел. Это также потребует создания новых предприятий, подготовки кадров и увеличения занятости.

5. Использование ресурсов холода в энергетических целях

В России есть целый ряд возможностей для широко использования различных нетрадиционных источников энергии. Обычно к ним относят использование энергии ветра, энергии геотермальных полей и источников. Однако наиболее важным моментом для России является использовании энергии холода в энергетических целях. 2/3 территории России находится в зоне сурового и крайне сурового климата, и обладает большими ресурсами холода, от вечной мерзлоты, до охлажденной почти до точки замерзания воды.

Обычно холод и вечная мерзлота рассматриваются в качестве препятствия для экономического развития. Однако холод может быть очень полезным ресурсом, если его правильно использовать. Мороз может стать серьезным помощником в генерации электроэнергии, если научиться использовать в широких масштабах большой перепад температур между температурой воздуха зимой и теплоносителей.

Даже вода с температурой 70-80 градусов, ранее считавшаяся малопригодной даже для отопления, может иметь энергетическое значение. Существует достаточное количество веществ с очень низкой температурой кипения, которые используются в качестве хладагентов в холодильниках и кондиционерах. К ним относятся аммиак, этилен, пропилен, пропан, метан, тетрахлорметан, фтортрихлорметан, дифтордихлорметан и другие. Эти вещества закипают при минусовой температуре. Источник тепла с температурой 70-80 градусов мог бы испарять эти вещества, приводить к расширению образовавшегося газа, и совершению механической работы, которая, в свою очередь, могла бы быть использована для генерации электрической энергии. Эти вещества-хладагенты являются своего рода посредниками, позволяющими преобразовывать тепло сначала в работу, а затем в электроэнергию.

Идея двухконтурной энергетической установки, в которой горячая вода, например из геотермального источника, выступает в роли теплоносителя, а хладагент в качестве рабочего тела, назрела давно. Однако практическое использование рабочих тел с низкой температурой кипения тормозилось трудностью охлаждения и конденсации отработанного хладагента. Охлаждать труднее, чем нагревать. Поэтому использовались рабочие тела с более высокой температурой кипения, которые было легче охлаждать, но они требовали геотермальных вод с температурой свыше 150 градусов. Подобные условия в России есть только на Камчатке, где имеются высокотемпературные геотермальные источники, приуроченные к вулканам. Остальная часть территории России, не имеющая выраженного вулканизма, практически лишена возможности использовать энергию геотермальных полей.

Эту проблему удалось решить на практике инженеру-механику Гвен Холдман, которой удалось построить электростанцию, работающую на геотермальном источнике с температурой 74 градусов для курорта Чена-Хот-Спрингс на Аляске. Гвен Холдман использовала в изобилии встречающиеся на Аляске холод и холодную воду для охлаждения и конденсации отработанного хладагента и возвращения его обратно в испаритель. Стандартный хладагент R-134a (тетрафторэтан — C2H2F4), испаряясь и расширяясь в теплообменнике, вращает турбину на скорости 13,5 тысяч оборотов в минуту, а затем охлаждается обычной холодной водой температурой 5 градусов, и с помощью насоса снова возвращается в испаритель.

До создания этой установки, курорт расходовал около 1000 долларов в день на выработку электроэнергии на дизель-генераторе. Цена на электроэнергию доходила до 30 центов за кВт*час (впрочем, на Аляске бывает и по доллару за кВт*час). После установки, обошедшейся в 2,2 млн. долларов, стоимость электроэнергии упала до 5 центов. В настоящее время в России нет ни одной подобной установки, даже в виде опытно-промышленного образца.

Опираясь на подобные разработки, Россия может сделать значительный шаг вперед в обеспечении всех, даже самых отдаленных северных районов дешевой электроэнергией, получаемой при помощи холода, хладагентов и самых различных энергоносителей.

1. Во-первых, возможно воздушное охлаждение хладагента в зимнее время, поскольку в ряде регионов крайнего севера средняя температура января колеблется от -28 до -50 градусов С. Это позволяет использовать хладагенты с еще более низкой температурой кипения, чем тетрафторэтан и его аналоги.

2. Во-вторых, можно использовать для охлаждения речную и морскую воду. Особенно выгоден такой вариант на северном побережье, где даже летом температура морской воды составляет до -1 градуса С. Температура речной воды при впадении в море колеблется от 4 до 8 градусов С.

3. В-третьих, можно использовать ресурсы холода вечной мерзлоты. Конечно, охлаждение в вечной мерзлоте потребует дополнительных исследований, однако разработка методов, позволяющих получать охлаждение отработанного хладагента без таяния мерзлоты, даст возможность создания энергоустановок почти повсеместно на крайнем севере.

Условия большинства северных регионов России создают громадный перепад температур в десятки градусов даже для теплоносителя с температурой от 20-30 градусов. Это означает, что теплоносителем для двухконтурных энергоустановок может быть очень многое: геотермальная вода, вода систем отопления, как прямая, так и отработанная, и даже нагретый воздух.

Зимой расход энергии значительно больше, чем в летний период. Вся тепловая и электрическая энергия вырабатывается за счет сжигания мазута или угля. Однако, используя ресурсы холода, можно использовать перепад температур между водой в системе отопления и воздухом зимой для производства дополнительного количества электроэнергии. Нагретая вода подается по теплотрассам, которые, через определенные промежутки, можно дооборудовать двухконтурными энергетическими установками, в которых горячая вода будет нагревать хладагент. Испаряющийся и расширяющийся хладагент в свою очередь будет вращать турбину, и охлаждаться за счет холодного воздуха.

Это своего рода сезонные электростанции, которые работают во время отопительного сезона (268 суток) при средней температуре окружающего воздуха -19,7 градусов С. На время летнего периода они отключаются.

Аналогичным образом можно получать электроэнергию от отработанной воды отопительных систем. На теплотрассах обрата также устанавливаются аналогичные установки.

Иными словами, на типичной для северных регионов энергетической системы небольшого поселка можно установить дополнительные энергетические установки для выработки электроэнергии с использованием ресурсов холода. Не исключено, расчет покажет, что эти зимние энергоустановки смогут вырабатывать электроэнергии больше, чем вырабатывается на самой ТЭЦ.

Крупные ТЭЦ и ГРЭС могут иметь дополнительные энергоблоки, вырабатывая дополнительную электроэнергию за счет использования пара и конденсата в качестве теплоносителя в двухконтурных энергоустановках с низкокипящим рабочим телом. Крупные электростанции могут иметь целые каскады подобных установок, в которых используются разные хладагенты. Охлаждение хладагента может быть как воздушным (зимние установки), так и водяным (кругологодичные установки).

Использование ресурсов холода в генерации тепловой и электрической энергии позволит значительно сократить потребление топлива в энергетике, что будет особенно важно в зимнее время, когда расход топлива и энергии является максимальным.

Использование подобной технологии ставит необходимость развития энергетического машиностроения и производства хладагентов. Оценка уровня необходимых инвестиций для ее внедрения требует специальных исследований.

6. Энергоэффективность автомобильной отрасли

Крупной энергетической проблемой является удовлетворение внутренних потребностей в моторном топливе. Для производства моторного топлива Россия потребляет около 200 млн. тонн нефти ежегодно.

Одним из способов решения энергетических проблем может быть перевод автомобильного транспорта на гибридные двигатели, в которых часть работы двигателя используется для генерации электроэнергии и питания электродвигателей. На скоростях до 50 км/час двигатель работает только на электроэнергии. Эта разработка компании Toyota позволяет резко сократить расход топлива в движении автомобиля в городских условиях, а также резко снизить вредные выбросы. Экономия топлива может составлять до 35%. Эта технология весьма перспективна и для общего сокращения потребления моторного топлива в масштабах всей российской экономики.

Во-первых, достигается экономия бензина с высоким октановым числом для автомобильного транспорта.

Во-вторых, при разработке гибридных двигателей для железнодорожных локомотивов, морских и речных судов, может быть достигнута экономия в потреблении дизельного топлива. Другим путем экономии дизельного топлива может быть использование в качестве присадки метилового эфира, получаемого из растительного масла.

Наиболее трудная проблема во внедрении гибридных двигателей состоит в возрождении российских отраслей, производящих электродвигатели и электрооборудование, а также двигателестроения. Сейчас гибридными двигателями занимаются только наиболее передовые автостроительные компании: BMW и Toyota. Потому во внедрении гибридных двигателей в России потребуется рывковый подъем российского двигателестроения до передовых мировых образцов.

Впрочем, в автомобильном транспорте применялись и другие технологии — газогенераторный газ, пригодный для использования на бензиновых и дизельных двигателях. Газ получался из твердого топлива (обычно дрова или брикеты из угольной крошки) в специальных газогенераторах. Расцвет газогенераторного автотранспорта пришелся на эпоху максимального дефицита моторного топлива — Вторую мировую войну. В 1941 году в Европе эксплуатировалось около 450 тысяч газогенераторных автомобилей. В СССР выпускались газогенераторные установки для автомобилей ЗИС, тракторов ЧТЗ и ХТЗ.

Получаемый генераторный газ состоит из 25% монооксида углерода, 70% азота и 4% оксида углерода. Теплотворная способность газа составляет около 1000 ккал/куб.м. При использовании кислорода, теплотворная способность газа увеличивается.

Эта незаслуженно забытая технология может быть, при условии технической доработки газогенераторов, с успехом внедрена в России, в особенности для сельскохозяйственной техники. Это позволит снизить зависимость сельского хозяйства от поставок нефтепродуктов. Сельскохозяйственная техника может работать, используя малоценные виды топлива, а не дорогие нефтепродукты.

В любом случае, развитие экономии моторного топлива в России потребует значительной перестройки российской автомобильной и моторостроительной отрасли. Поскольку развитие отечественной автомобильной промышленности в ее существующих формах себя полностью исчерпало и фактически российский рынок захватили иностранные производители, то имеет смысл закрыть российские автомобильные и двигателестроительные заводы (кроме «КамАЗа») на полную реконструкцию.

IV. Заключение

Предлагаемая новая энергетическая модель для России выгодна тем, что она делает энергетическую систему страны более устойчивой, резко расширяет сырьевую базу энергетики, решает проблему с накопившимися отходами, и, самое главное, заставляет опираться на собственный научно-технический потенциал. Развитие энергетики по этому пути заставляет реально заниматься инновациями, широко внедрять новые технологии, улучшать и развивать их. Такое развитие энергетики потребует быстрого возрождения промышленности и машиностроения, а также связанных с ними отраслей. Разработка и реализация плана реконструкции энергетики России в соответствии с вышеизложенными предложениями приведет к грандиозным изменениям в промышленности и экономике, сопоставимым с влиянием на экономику плана ГОЭЛРО.

Отработанный опыт развития энергетики по новому пути можно будет тиражировать в других странах и экспортировать связанное с описанными методами переработки энергоносителей оборудование. Это может стать долгосрочной основой для укрепления политических позиций России в мире.

Первоочередные инвестиции в новую энергетику меньше, чем инвестиции в разработку новых месторождений нефти и газа. На внедрение технологии переработки отходов полимеров, твердых бытовых отходов, получения газа из угля и репроцессинга отработанного ядерного топлива потребуется суммарно около $60,5 млрд., из которых основная часть приходится на проект получения газового топлива из угля. Для сравнения, инерционный план развития энергетики, основанный на добыче нефти и газа, требует куда более значительных инвестиций: в нефтяную промышленность — $448 млрд., в газовую — $506 млрд. до 2030 года.

Вложение такой же суммы ($1,87 трлн). в формирование новой энергетической модели приведет к радикальным изменениям в экономике России, ликвидации зависимости от природного газа, быстрому подъему машиностроения, бурному развитию перерабатывающей промышленности. Энергетика приобретет источник сырья, неисчерпаемый и за тысячу лет. При вложении этой суммы в энергетику по инерционному сценарию ничего подобного не произойдет, и все усилия лишь отсрочат на некоторое время (порядка 12-15 лет) наступление полного энергетического (а, как следствие, и общеэкономического) коллапса.