Какое будущее ждет атомную энергетику?

Один из трендов последних лет — постепенное сжатие атомной генерации: если в 2000 г., исходя из BP Statistical Review of World Energy, ее доля в странах ОЭСР составляла 22,8%, то в 2010-м — 20,9%, а в 2019-м — 17,9%. Это отражается на портфеле заказов Росатома, который пока ограничен, в основном, развивающимися странами.По мнению Юрия Петрени, специалиста в области энергетического машиностроения, развивать возобновляемые источники энергии в России целесообразно как нишевую, а не массовую отрасль энергетики. Тогда как будущее страны связано с атомной энергетикой. Возглавляя сегодня Институт энергетики Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого, ЮрийПетреняв недавнем прошлом был генеральным директором крупнейшей энергомашиностроительной компании «Силовые машины», а также Научно-производственного объединения по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова.

По мнению Петрени, доля атомной генерации действительно сужается, однако в абсолютном выражении глобальный объем генерирующих мощностей продолжает возрастать, в том числе за счет ввода новых станций в Китае (где «Росатом» ведет строительство блоков на АЭС «Сюйдапу» и АЭС «Тяньвань») и стартапов по использованию небольших модульных реакторов в США. Что же касается географии проектов «Росатома», то она связана не только с технологической конкурентоспособностью атомной генерации, но также с коммерческой и политической составляющей. В тех странах, где эти компоненты смыкаются, удается реализовать новые проекты, как-то в Турции (АЭС «Аккую»), Индии (АЭС «Куданкулам»), Венгрии (АЭС «Пакш-2»), Египте (АЭС «Эль Дабаа») и Республике Бангладеш (АЭС «Руппур»). В этом отношении атомная генерация — не единственный пример: тот же рост альтернативной энергетики вряд ли бы был столь же стремительным без политической и бюджетной поддержки со стороны развитых стран; и, наоборот, сжатие угольной генерации не в последнюю очередь связано с ужесточением условий, при которых строительство угольных ТЭС соглашаются финансировать коммерческие банки.

В 2019 г. на долю ВИЭ в России приходилось лишь 0,05% первичного потребления энергии, тогда как в ЕС — 11%. Тот факт, что Российская Федерация является преимущественно северной страной, с холодными и снежными зимами, безусловно, накладывает ограничения на развитие ВИЭ как массовой отрасли энергетики. Однако это не означает, что не нужно заниматься векторными решениями, ориентированными на конкретные ниши — как в той же Арктике, где сооружение комбинированных ветро-дизельных установок могло снизить зависимость от Северного завоза, или же (без привязки к конкретной географии) в сегменте частных домохозяйств, где, как в той же Калифорнии, малые солнечные панели могли бы получить широкое распространение. На поиск ниш, где подобные решения могли бы быть рентабельными и, одновременно, технологически реализуемыми, и должны быть направлены усилия регуляторов, которые пока больше сосредоточены на глобальной повестке.

В 2019 г. была принята программа, в рамках которой в ближайшие десять лет будут обновлены мощности четверти российских ТЭС. Задача программы — не в замещении старых и неэффективных станций на новые, ввод которых обеспечил бы снижение тарифов и быстрый возврат вложений инвесторам, а обновление лишь отдельных узлов энергооборудования. По мнению Петрени, этой программе не хватает целеполагания, присущего аналогичным программам за рубежом — как, например, в США, где в 1980-е годы регуляторы задались целью кратно снизить долю мазута в структуре генерации (чтобы, тем самым, уменьшить зависимость от импорта нефти из стран Ближнего Востока), успешно добившись ее за счет стимулов для возобновляемой (включая ГЭС) и газовой энергетики (в 1989 г. на мазутные и дизельные станции в США приходилось 5,6% выработки, тогда как в 2019-м — лишь 0,5%). Другой пример — Япония, где, в силу высокой зависимости от топливного импорта, усилия регуляторов «заточены» под энергоэффективность. У действующей же программы модернизации ТЭС такого целеполагания нет.

Еще одна точка усилий регуляторов — первая в России газовая турбина большой мощности (ГТД-110), серийное производство которой в нынешнем году начнет ОДК «Сатурн» — одно из предприятий Ростеха, получившее для этого займ от Фонда развития промышленности. В структуре российских генерирующих мощностей превалируют паротурбинные блоки, чей КПД можно было бы увеличить за счет газотурбинных надстроек — интеграции газовых турбин в состав парогазового оборудования электростанций. Когда участникам рынка придется сокращать топливные издержки при значительном росте стоимости самого топлива, на которые сейчас приходится около 50% в структуре тарифа, такое технологическое решение станет по-настоящему востребованным. Особенно в диапазоне мощностей от 100 до 200 МВт, для которого предназначена турбина ГТД-110. По мнению Юрия Петрени, само наличие российской разработки важно просто потому, что мировой рынок газовых турбин большой мощности монополизирован — в силу их технологической сложности (по совокупности технических решений это самые сложные изделия, которые придумало человечество). Это позволяет производителям (Siemens, GE, Mitsubishi) диктовать высокие цены, в том числе — на сервисные услуги.

Как отметил Петреня, в теории производители газовых турбин, развивая технологии, могли бы добиться повышения температуры в камере сгорания — с 1700 градусов Цельсия (что превосходит температуру плавления металла) до еще более высоких значений. Однако это потребует не только больших капиталовложений, но и времени — как это следует из имеющегося опыта по газовым турбинам, да и для паротурбинных блоков повышение температуры пара с 560 до 600 градусов заняло несколько десятилетий. Пространство для инноваций есть и в гидроэнергетике (усовершенствование проточных частей гидротурбин, участие в регулировании мощности), и в производстве высокомощных накопителей электрической энергии. 

«Глобальная энергия»