Энергетическая Геополитика: на вопросы отвечает Already Yet

http://www.world-nuc…01141.html

Шведский энергоконцерн Vattenfall (он владелец нескольких блоков также в Германии) запустил процедуру консультаций в преддверии строительства новых блоков АЭС. Речь о замене двух старейших в Швеции блоков на АЭС Ringhals постройки 1970-х. Внимание: для замены решение о строительстве надо принять не позже середины 2020-х. Так что в самый раз начать обсуждения.

По шведским законам новые блоки можно строить только взамен выводимых из эксплуатации и только на старой площадке. Фактически же Фаттенфалю под новый блок придется прикупить новый участок земли.

Расклад по источникам электроэнергии сегодня: 40% с АЭС, сезонно-зависимые 48% с гидро на севере Швеции, 2% -- ветер на юге Швеции, остальное тепловое.

Из 10 действующих на трех АЭС блоков за Фаттенфалем 7 блоков. Старые блоки 860-мегаваттники, но в перспективе на замену могут быть блоки по 1.8 Гигаватт.

Пять шагов к свету

27.01.14 09:10 http://www.energylan…how-116232

По данным Всемирного банка, доступность подключения потребителей к энергосетям за последний год существенно возросла. За счет чего России удался этот рывок и что делается сегодня, чтобы улучшить достигнутые результаты?

В конце октября 2013 г. Всемирный банк представил очередное исследование мировых экономик Doing Business, оценивающее уровень благоприятствования ведения бизнеса в 189 странах мира. По сравнению с прошлым годом, Россия переместилась в этом рейтинге сразу на два десятка позиций вверх — со 111 на 92 место. Самые впечатляющие показатели роста были достигнуты в области доступности подключения к системе электроснабжения: здесь наша страна, по версии специалистов Всемирного банка, поднялась вверх сразу на 71 пункт, со 188 на 117 место.

Сегодня в России крайне важно обеспечить максимальную доступность технологического присоединения к электрическим сетям (ТП) — как для промышленных предприятий, так и для бытовых потребителей. Основные меры, с помощью которых можно решить задачу, известны: это снижение сроков техприсоединения, уменьшение стоимости и количества этапов, необходимых для осуществления ТП.

В нынешнем году, по мнению Всемирного банка, лидером по этим показателям стала Исландия. Здесь для того, чтобы обеспечить свой дом или предприятие электроэнергией, требуется всего 22 дня и 4 шага. При этом стоимость техприсоединения в процентном отношении дохода на душу населения в Исландии составляет всего 14,4%. Для сравнения в России, где техприсоединение выполняется за 5 шагов, этот процесс занимает 162 дня, а показатель стоимости к доходу на душу населения составляет 293%.

Тем не менее, за последний год наша страна существенно улучшила показатели доступности техприсоединения. И ресурсы для дальнейшего усовершенствования не исчерпаны. Летом 2013 г. премьер-министр России Дмитрий Медведев заявил: перед страной стоит амбициозная цель — подняться в рейтинге Doing Business на 18 место. Для этого, в частности, в соответствии с проектом «Повышение доступности энергетической инфраструктуры», уже к 2015 г. предполагается снизить сроки предоставления доступа к сетям для потребителей до 45 дней, а к 2018 г. — до 40 дней.

Существенно, до 25%, должна сократиться и стоимость процедуры ТП. Вскоре после этого первый заместитель генерального директора ОАО «Российские Сети» Роман Бердников пояснил, что в рамках решения этой задачи компания планирует сократить сроки подготовки оферты договоров присоединения с мощностью до 150 кВт до 15 дней, а количество визитов, необходимых для получения услуги ТП, сократить во всех регионах до трех.

Следует заметить, что уже сегодня, в соответствии с Правилами технологического присоединения, сетевая организация направляет заявителю для подписания проект договора и технические условия в течение 15 дней со дня получения заявки. До недавнего времени этот срок составлял 30 дней.

Еще одним шагом, который позволит облегчить техприсоединение потребителей к электрическим сетям, является упрощение самой процедуры ТП. Так, с сентября жители Москвы, а с 1 ноября — и Московской обл. получили право воспользоваться программой «5 шагов за 3 визита», в соответствии с которой могут подключиться к сети за три посещения. Причем, заявку на ТП можно подать в любом клиентском офисе, вне зависимости от места нахождения присоединяемого объекта.

Свои наработки применяют и сетевые компании других регионов. Так, в Свердловской обл. по инициативе МРСК Урала и Екатеринбургской электросетевой компании (ЕЭСК) принят законопроект, согласно которому для строительства или реконструкции кабельных и воздушных линий электропередачи, а также электроустановок напряжением до 20 кВ больше не требуется получать разрешение на строительство. А Ленэнерго внедрило в своих Центрах обслуживания клиентов (ЦОК) автоматизированные системы, позволяющие подать заявку на техприсоединение за 15 минут.

Что касается снижения стоимости ТП, то, по мнению представителей компаний МРСК, решить эту задачу можно за счет повышения энергоэффективности и сокращения потерь в сетях. Серьезный вклад в это может внести решение проблемы недозагруженности сетей.

Из-за того, что потребители в своих заявках на технологическое присоединение завышают объемы необходимой мощности, сегодня многим сетевым компаниям приходится строить новые объекты, мощности которых полностью востребованы далеко не всегда. Как следствие, количество обслуживаемых энергетиками линий и подстанций растет, а затраты из-за низкого уровня энергопотребления не окупаются. Соответственно, увеличиваются и общие процентные показатели по потерям при передаче.
Сегодня сетевые компании активно занимаются решением этой проблемы. И результаты этой работы налицо. По данным Россетей, по итогам первого полугодия 2013 г. потери электроэнергии в сетях, входящих в холдинг распределительных компаний, снизились на 4,2% по сравнению с аналогичным периодом 2012 г.

Лидерами в этой сфере стали МРСК Северного Кавказа, МРСК Центра и МРСК Сибири. Достичь положительных показателей компаниям удалось благодаря применению различных энергоэффективных технологий. Например, МРСК Центра в Белгородской, Костромской, Тверской, Смоленской обл. добилась снижения потерь в 2012 г. на 250 млн кВт∙ч. Общий же эффект от проведенных мероприятий по повышению энергоэффективности в центральных регионах страны составил 651 млн руб., отмечают в МРСК Центра. Это позволило профинансировать более 9,3 тысяч льготных технологических присоединений.
Еще одним фактором, который позволит существенно снизить сроки технологических присоединений и поможет потенциальным потребителям, может стать упрощение коммерческой и технической документации — об этом говорят как физические лица, так и представители промышленных предприятий.

Чтобы решить этот вопрос в июле 2013 г. при ОАО «Россети» и всех МРСК были созданы советы потребителей, которые в числе основных задач призваны заниматься вопросами упрощения документации. Так, совет потребителей МРСК Центра в конце октября принял решение совместно с представителями компании внести изменения в существующий типовой договор, чтобы сделать его более простым для понимания и применения. Это позволит в итоге снизить сроки процедуры технологических присоединений — уверены в совете потребителей МРСК Центра.

Не секрет, что такая работа требует подготовки и тщательной проработки всех спорных моментов, и за несколько дней или недель кардинально облегчить процедуру техприсоединения для потребителей вряд ли удастся. Тем более, в масштабах всей страны. Вместе с тем динамика положительных показателей, которые демонстрирует Россия в рейтинге Doing Business, доказывает: потенциал у страны есть. И решить задачу по вхождению в первую двадцатку стран, обеспечивающих наилучшие условия при подключении к системе электроснабжения, ей вполне по силам.

Иван Благодатский

Интересный обзор:

http://www.energylan…how-116488

Российский рынок газовых турбин

Российский рынок газовых турбин Аналитики прочат наступление эры газа. Уже никто не сомневается в высокой эффективности парогазовых установок. Все чаще говорят о необходимости распределенной генерации, причем основанной не на дизельном топливе, а на более чистых источниках. Казалось бы, есть все условия для бурного развития рынка газовых турбин наземного применения.


Оборачиваясь назад

Исторически в нашей стране производство паровых турбин развивалось активнее, нежели газовых. На ведущих предприятиях, выпускающих турбины для энергетики, — Невском заводе (г. Санкт-Петербург) и Уральском турбинном заводе (УТЗ, г. Екатеринбург) первые газовые турбины были выпущены лишь в 1950-е гг. В Советском Союзе ставка делалась на уголь, нефть и другие теплотворные источники.

Газовые же турбины разрабатывались в первую очередь применительно к авиационному строительству. Не удивительно, что компетенции в области разработки промышленных газовых турбин (в том числе энергетических) порой восходят корнями к создателям авиадвигателей. Так, в 1990-е гг. на базе НПП «Машпроект» (Украина) началась разработка энергетических газовых турбин на основе двигателей, созданных НПО «Сатурн» для самолетов. Сегодня выпуском наземного энергооборудования на базе двигателей НПО «Сатурн» занимается ОАО «Сатурн – Газовые турбины» (г. Рыбинск Ярославской обл., входит в ОАО «Объединенная Двигателестроительная Корпорация»).

Похожая история имела место на ОАО «Пермский моторный завод», освоившем выпуск газотурбинных электростанций на базе разработок ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь).

Вероятно, все это и предопределило нынешнее положение дел. А оно таково, что на сегодняшний день о буме на рынке газовых турбин речи не идет — это признают как производители и продавцы, так и покупатели. Скорее наблюдается его стабилизация.

Рынок газоперекачивающего и энергогенерирующего газотурбинного оборудования в диапазоне единичной мощности 2,5–25 МВт  на 2010–12 г. (источник: журнал «Подъемная сила»)



Кооперация — в тренде

Количество предприятий, производящих газовые турбины, в нашей стране весьма ограниченно, их не более десяти. Предприятий, производящих наземное оборудование на базе газовых турбин, и того меньше. Среди них уже упомянутые ЗАО «Невский завод» (входит в ЗАО «РЭП Холдинг»), ОАО «Сатурн – Газовые турбины» и ОАО «Пермский моторный завод». При этом в основном номинальная вырабатываемая мощность серийной продукции этих предприятий не превышает 25 МВт. Есть несколько введенных в эксплуатацию машин единичной мощностью 110 МВт на базе разработок НПО «Сатурн», но на сегодняшний день продолжается доводка конструкции горячей части этих промышленных турбин.

По этой причине турбины большой мощности для создания крупных объектов генерации поставляются в основном зарубежными компаниями. Российские же предприятия, имеющие близкие компетенции, стремятся к вступлению в кооперацию с мировыми лидерами, которыми считаются General Electric, Alstom, Siemens и Solar Turbines (дочернее предприятие Caterpillar Inc).

Так, ОАО «Силовые машины» (г. С.-Петребург), прежде выпускавшее собственные газовые турбины, теперь развивает это направление только в сотрудничестве с Siemens. В 2011 г. создано совместное предприятие — ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». В задачах СП не только производство, но и разработка новых продуктов.

ЗАО «УТЗ» также приостановило выпуск газовых турбин, разработанных несколько десятилетий назад. По заявлению Михаила Лифшица, председателя Совета директоров УТЗ, предприятие сегодня работает в условиях жесткой конкуренции.

Соответственно, ряд применяемых решений — это трансфер технологий из-за рубежа. На 2014 г. здесь намечена локализация производства компонентов горячего тракта больших газовых турбин — это одно из ключевых направлений развития для завода.
ОАО «Сатурн – Газовые турбины» предлагает на рынке пэкидж (комплектная установка) на базе турбин производства Solar Turbines, GE и Rolls-Royce. РЭП Холдинг ведет совместную работу с GE Oil & Gas (Nuovo Pignone S.p.A.).

Мощные турбины: непредсказуемость спроса

В то же время далеко не все мировые лидеры заинтересованы в организации производства газовых турбин большой мощности в России, и одна из причин этого — нестабильный спрос на продукцию. К примеру, Alstom, имеющий совместные предприятия в России и мире по ряду направлений, пока воздерживается от создания в нашей стране производства газовых турбин. Так что крупные проекты поставки, реализуемые компанией, обеспечиваются импортом.

«Последние несколько лет рост спроса на газовые турбины в России определялся механизмами ДПМ [Договоров поставки мощности — Прим. ред.], — поясняет Андрей Лавриненко, вице-президент Alstom Power в России, странах СНГ и Грузии. — Сейчас все основное оборудование законтрактовано в рамках ДПМ, спрос соответственно снизился, и все участники энергорынка живут в эпоху ожидания перемен. Отсутствие нового механизма стимулирования и утвержденной модели рынка значительно осложняет долгосрочное, среднесрочное и оперативное планирование реализации тех или иных проектов.
Следует отметить, что спрос на газовые турбины также зависит и от уровня энергопотребления. Энергопотребление в России стабильно росло с 2010 г. Но, по оценкам экспертов, после нескольких лет роста спроса на электроэнергию в России может наступить стагнация, увеличение спроса в 2013-2014 гг. составит порядка 1% в год или даже меньше».

«Наибольшую сложность для производителей турбин представляет прогнозирование спроса на рынке в условиях нестабильной конъюнктуры», — признает и Пьерпаоло Мацца, генеральный директор подразделения по распределению электроэнергии компании GE в России и СНГ.

По мнению Дмитрия Соловьева, заместителя главного конструктора ОАО «Сатурн – Газовые турбины», сходные причины удерживают и российские компании от освоения производства газовых турбин большой мощности.

«Для производства мощных газотурбинных установок (ГТУ) необходимо специальное оборудование, станки больших диаметров, установки для сварки в вакууме, имеющие камеры порядка 5 на 5 м, — говорит он. — Чтобы создать такое производство, необходимо быть уверенным в рынке сбыта. А для этого в стране должна быть долгосрочная программа по развитию энергетики, возможно, тогда предприятия начнут вкладывать средства в модернизацию базы».

Средние — в лидерах

Тем не менее, отсутствие предсказуемых перспектив не стоит трактовать как отсутствие спроса. Спрос, безусловно, есть, в том числе и на турбины мощностью больше 150 МВт, и доказательством тому служат проекты, выполненные с их использованием по заказу крупных генерирующих компаний — Fortum, КЭС Холдинг и др. Однако, по мнению Андрея Лавриненко, в связи с завершением программы ДПМ ожидается повышение интереса к энергоблокам меньшей мощности, требующим меньше капитальных затрат, но в тоже время решающим вопросы повышения энергоэффективности и окупаемости.
«Сейчас в первую очередь растет спрос на небольшие ГТУ, которые получают все большее распространение в непрерывно растущем секторе распределенного производства энергии, — отмечает и Пьерпаоло Мацца. — Преимущество на этом рынке будут иметь универсальные, экономичные и надежные установки, такие как газовые турбины на базе авиационного двигателя».
Газовые турбины мощностью 4, 8, 16, 25 МВт — сегмент, в котором в основном и работают российские производители, уже почувствовавшие на себе рыночную тенденцию. Так, в РЭП Холдинге отмечают, что на данный момент наибольшим спросом пользуются агрегаты мощностью 16–25 МВт, а также чуть менее — 4–12 МВт, которые могут эксплуатироваться как на объектах нового строительства, так и на реконструируемых станциях. Не удивительно, что сейчас компания работает над новым агрегатом мощностью 16 МВт в сотрудничестве с GE.

Дмитрий Соловьев тоже связывает рост рынка сбыта с развитием региональной энергетики и вводом генерирующих объектов средних мощностей. К примеру, сейчас в рамках пилотного проекта Программы повышения энергоэффективности регионов РФ «Сатурн – Газовые турбины» заканчивает строительство и вводит в эксплуатацию ПГУ-ТЭЦ-52 в г. Тутаев Ярославской обл., где будет установлено четыре газотурбинных агрегата по 8 МВт каждый. Исходя из рыночной ситуации, основной продукт, над которым сегодня работает компания — энергетические агрегаты мощностью 10–25 МВт.

В то же время развитие объектов малой распределенной генерации на основе газовых турбин, принадлежащих промышленным предприятиям, представляется пока менее перспективным. «Предположим, днем предприятие использует энергию ГТУ на свои нужды, но куда ее направлять ночью? — ставит вопрос Д. Соловьев. — Выходит, нужно торговать на рынке электроэнергии, а это не так просто, нужны договоренности с энергосистемой. Если предприятие не использует свой объект генерации на полную мощность, то страдает его окупаемость».

Малые, да полезные

Как известно, темпы развития распределенной генерации (в частности, с использованием газотурбинных электростанций) в России пока существенно ниже, чем в развитых странах, где когенерационные установки малой мощности — дело обычное. Ситуация будет меняться и у нас, вопрос только в том, когда.

«С ростом цен на энергоносители предприятия, имеющие собственные газовые котельные, все чаще задаются вопросом повышения энергоэффективности, — отмечает Александр Сидоров, технический директор ООО «Турбоэнергия и сервис» (г. Пермь). — Для данных целей, когда выработка тепла выступает как первостепенная задача, а выработка электроэнергии — как фактор повышения энергоэффективности, начинают применять газотурбинные установки малой мощности».

Тем не менее, А. Сидоров признает, что основной сложностью для компаний, поставляющих турбины малой мощности, остается недостаточная платежеспособность потенциальных клиентов. Все-таки, несмотря на низкую стоимость энергии, вырабатываемой ГТУ, первоначальная стоимость оборудования, которая определяется стоимостью материалов, сложностью технологий изготовления и сборки, довольно высока.

Кроме того, микротурбинам приходится конкурировать с газопоршневыми электростанциями, и перевес не всегда оказывается на стороне первых, хотя у микротурбинных систем есть свои преимущества — меньшее количество движущихся частей и более высокая вырабатываемая мощность на единицу площади. Кроме того, основная часть выделяемой тепловой энергии не распределена, а сосредоточена в одном месте, что создает возможность для ее дальнейшего использования.

На службе нефтянки

Нельзя не сказать еще об одном, традиционном сегменте рынка газовых турбин — объектах генерации на нефтегазовых месторождениях и магистральных газопроводах. Причины популярности ГТУ здесь очевидны — топливо, что называется, «под рукой». Газотурбинные электростанции позволяют эффективно утилизировать попутный нефтяной газ, решая не только проблему энергообеспечения, но и рационального использования углеводородных ресурсов.

По наблюдениям специалистов ОАО «Сатурн – Газовые турбины», в докризисных 2006–2008 гг. был всплеск спроса от нефтяников. Причем турбины внедрялись для переработки попутного нефтяного газа и выработки электроэнергии не только для нужд месторождений, но и для населения. Большое количество подобных заказов компания получила от ОАО «ТНК-ВР». Сегодня спрос находится на стабильном уровне. Естественно, производители совершенствуют турбины для данного рынка.

«На наш взгляд, на предприятиях, занимающихся добычей нефти на месторождениях с низким (отсутствующим) газовым фактором, должны быть востребованы недавно разработанные турбины мощностью 1,8 МВт, работающие на сырой нефти и на сложных видах топлива, — делится мнением Александр Сидоров. — Еще одним дополнительным направлением развития становится применение радиальных турбин как установок, работающих на газе с высоким (до 5%) содержанием сероводорода, что позволяет обойтись без проектирования и строительства дополнительных узлов подготовки газа».

Стоит отметить, конструктивно радиальные турбины отличаются от более распространенных осевых организацией движения воздушного и теплового потоков. Радиальные рассчитаны в первую очередь на электроснабжение малых потребителей. Специалисты РЭП Холдинга отмечают, что радиальные турбины имеют преимущества по эффективности при малых расходах рабочего тела, но для них трудно обеспечить работоспособность при высоких температурах. Соответственно, они находят широкое применение в низкотемпературных утилизационных установках и в керамических микротурбинах. Для остальных областей все-таки подходят (и используются) только осевые турбины.

Стать еще лучше

Очевидно, что инновациями для нефтянки современные тренды в совершенствовании газовых турбин не исчерпываются. Приведем еще несколько примеров.

В первую очередь все производители стремятся к повышению КПД. Российские компании отмечают, что для них при разработке новых продуктов важно перекрыть продукцию зарубежных конкурентов именно по этому показателю, а не только (и не столько) по мощности. Однако, если здесь речь идет о коэффициенте в 34%, то западные коллеги уже замахиваются на 38%-й КПД. Такого уровня эффективности достигла модернизированная в 2012 г. турбина Alstom GT13E2 в простом цикле при улучшении показателей во всем диапазоне нагрузок.

Другое направление — снижение количества узлов в турбине с целью увеличения надежности, сокращения объемов техобслуживания и уменьшения продолжительности простоев во время диагностики технического состояния. Сложно сказать, помогут ли подобные шаги в улучшении конструкции радикально продвинуться в решении проблемы дороговизны сервисного обслуживания, на которую несколько лет назад начали активно жаловаться российские компании, купившие импортные турбины. Но будем на это надеяться.

Создатели турбин стремятся также добиться от них неприхотливости к характеристикам используемого в установках газа и обеспечить возможность работы на жидком топливе. На Западе также беспокоятся о том, чтобы вне зависимости от состава используемого газа турбина имела хорошие экологические характеристики.

ГТЭС-12 Пенягино г. Москва (фото ОАО «Сатурн – Газовые турбины»)

Для энергетики будущего
И, наконец, еще одно важное направление совершенствования связано с бурным развитием генерации на основе возобновляемых источников энергии в мире и перспективами внедрения «умных сетей».

Изначально газовые турбины создавались как оборудование, обеспечивающее выдачу постоянной мощности, однако введение в энергосистему ВИЭ автоматически требует гибкости от других объектов генерации. Такая гибкость позволяет обеспечить стабильный уровень мощности в сети при недостаточной выработке энергии ВИЭ, к примеру, в безветренные или пасмурные дни.
Соответственно, турбина для интеллектуальной энергосистемы должна легко адаптироваться к изменениям в сети и быть рассчитана на регулярные пуски и остановы без потери ресурса, что было невозможно в случае с традиционными газовыми турбинами. Определенные успехи в этом направлении уже достигнуты. К примеру, GE сообщает, что новая газовая турбина FlexEfficiency способна снижать мощность с 750 МВт до 100 МВт и затем набирать исходные показатели за 13 минут, а при использовании с солнечными электростанциями будет иметь эффективность до 71%.

Тем не менее, в обозримом будущем наиболее распространенным способом использования газовых турбин все же останется их привычное сочетание с паровыми турбинами в составе парогазовых установок. И нашей стране еще предстоит пройти немалый путь, прежде чем можно будет сказать, что рынок в достаточной мере насыщен подобными объектами когенерации.

Сланцевая страшилка: вид из окна в Кёльне

Сланцевая революция в ЕС: чего ждать "Газпрому"?

Институт EWI в Кельне представил сценарий развития добычи нетрадиционного газа и в Германии, и в целом в ЕС до 2035 года. DW  выясняла возможные последствия для России.

Установка для фрекинга среди поля и деревьев в Польше


Даже если страны Европейского Союза в самое ближайшее время приступят к разработке своих месторождений нетрадиционного и, в частности, сланцевого газа, ждать краткосрочных эффектов для энергетического рынка ЕС не стоит. Однако к 2035 году доля такого газа в потреблении Евросоюза может возрасти до 14 процентов. В проигрыше окажутся, прежде всего, поставщики сжиженного природного газа (СПГ), а также Россия и страны Северной Африки, снабжающие Европу трубопроводным газом.

Не прогноз, а смоделированный сценарий

Таковы некоторые выводы исследования, проведенного Институтом по изучению экономики энергетики при Кёльнском университете (Energiewirtschaftliches Institut, EWI). Его ученые во главе с директором по прикладным исследованиям Кристианом Гровичем (Christian Growitsch) смоделировали два сценария. В первом случае (базовый сценарий) в Европе сохранится нынешняя ситуация, при которой сланцевый газ по различным причинам вообще не добывается. Во втором - происходит поэтапное наращивание его производства в 2020-2035 годы.

Возможности для этого есть. "Довольно значительными запасами нетрадиционного газа располагают, по данным Международного энергетического агентства IEA, Польша и Франция. Но и в Германии, Дании, Великобритании и Швеции предполагаются относительно крупные месторождения ", - отметил в беседе с DW Кристиан Грович.

Вопрос в том, насколько велика политическая готовность пойти на освоение таких месторождений, отметил ученый. Он напомнил о моратории на добычу сланцевого газа во Франции или протесты жителей Германии против планов использования технологии фрекинга, с помощью которой такая добыча осуществляется. Подчеркнув, что "мы экономисты, а не политологи", Кристиан Грович не взялся предсказывать, когда, откуда и в каком объеме имеющиеся запасы начнут поступать на европейский рынок.
"Большой эффект для структуры энергоснабжения ЕС"

Но если предположить, что все шесть упомянутых стран в 2015 году возьмутся за освоение своих запасов, то первые ощутимые результаты появятся примерно в 2020 году, когда объемы производства составят порядка 11,4 bcm (миллиардов кубометров по стандарту IEA), отмечается в исследовании. К 2035 году добыча достигнет 76,4 bcm. При этом лидерами окажутся Польша с 30 bcm и Германия с 19 bcm. В результате Евросоюз через два десятилетия сможет удовлетворять свои потребности в голубом топливе более чем на четверть из собственных источников, ведь продолжится эксплуатация и месторождений традиционного газа.

Запасы сланцевого газа в Европе


Таким образом, "добыча нетрадиционного газа будет иметь большой эффект для структуры энергоснабжения ЕС", убеждены ученые EWI. Они считают, что от нового конкурента пострадают, прежде всего, производители сжиженного газа. Объемы их поставок, по сравнению с базовым сценарием, сократятся на 28 процентов. Экспортерам из Африки и Среднего Востока придется сконцентрироваться на Азиатско-Тихоокеанском регионе, тогда как североамериканские поставщики (в основном канадские) могут столкнуться с трудностями при сбыте своей продукции.

Снизится спрос и на российский трубопроводный газ. "Наши подсчеты показывают: в 2035 году импорт из России окажется меньше, чем в базовом сценарии, примерно на 8 процентов", - рассказал Кристиан Грович. Однако Россия, по его словам, столкнется не только с количественным, но и с ценовым эффектом.

Снижение, но не обвал цен

Правда, никакого обвала цен на газ в Европе ученые EWI не ожидают. Наоборот, используемая ими модель показала, что в Германии, например, голубое топливо даже в условиях добычи нетрадиционного газа подорожает в период с 2020 по 2035 год на 23 процента. Тем не менее уровень цен на немецком рынке окажется к тому времени примерно на 6 процентов ниже того, который был бы при базовом сценарии, предполагающем полный отказ от разработки сланцевых месторождений.

Впрочем, в странах, находящихся в непосредственной географической близости от крупнейших поставщиков газа в Европе, России и Норвегии, падение цен окажется более заметным. Так, на датском рынке оно может составить свыше 8 процентов, на польском - порядка 11-12 процентов. "Снижение зависимости Польши от российского газа станет фактором, сбивающим цены", - уверен Кристиан Грович.

Так чего же ждать "Газпрому" в случае сланцевой революции в Евросоюзе? "Сокращения выручки. Оно будет вызвано как падающими объемами продаж, так и более низкими ценами из-за растущей конкуренции", - таков вывод научного директора EWI.

В то же время он считает, что российская компания является настолько крупным игроком на европейском рынке, что пока еще вполне может предотвратить или по меньшей мере повлиять на нежелательный для себя ход событий. Ведь если Россия начнет поставлять трубопроводный газ на более выгодных, чем сейчас, условиях, то у некоторых стран ЕС будет меньше стимулов форсировать освоение нетрадиционных месторождений.

Две новости в одну тему:


В 2014 году емкость ПХГ «Катарина» в Германии увеличится на 50%

http://www.energylan…gaz-116841

Ввод в эксплуатацию третьего соляного резервуара ПХГ запланирован на IV квартал 2014 года. Это позволит увеличить активную емкость хранилища на 50% (до 170 млн куб. м).

В Москве состоялась рабочая встреча председателя правления «Газпром» Алексея Миллера и председателя правления Verbundnetz Gas AG Карстена Хойхерта.

Стороны обсудили вопросы сотрудничества компаний. Особое внимание было уделено взаимодействию в области подземного хранения газа. В частности, было отмечено, что строительство подземного хранилища газа «Катарина» в Германии идет в соответствии с графиком.

Строительство ПХГ вблизи немецкого города Бернбург ведет совместная компания ООО «Газпром экспорт» и Verbundnetz Gas — Erdgasspeicher Peissen GmbH. ПХГ призвано повысить надежность поставок газа в Западную Европу, в том числе по газопроводу «Северный поток».

В настоящее время в ПХГ функционируют два резервуара общей емкостью 113 млн куб. м газа. Планируется, что к 2017 году количество резервуаров достигнет шести, и ПХГ выйдет на проектную мощность по отбору газа — 26 млн куб. м в сутки. Дальнейшее строительство новых резервуаров позволит довести общую активную емкость ПХГ до объема свыше 600 млн куб. м.

Акционерное общество Verbundnetz Gas (VNG AG) поставляет газ в восточные федеральные земли Германии и в Берлин. В сферу деятельности VNG AG входят импорт природного газа, его подземное хранение и снабжение потребителей. Акционеры VNG AG: EWE — 47,9%, Wintershall Holding AG — 15,79% плюс 1 акция, VNG Verwaltungs und Beteiligungsgesellschaft mbH — 25,79% минус 1 акция, «Газпром» — 10,52%.


«Газпром» обсудил возможность строительства дополнительных ниток «Северного потока»

http://www.energylan…gaz-116847

Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и управляющий директор Nord Stream AG Матиаса Варнига обсудили возможность наращивания мощностей газотранспортной системы «Северный поток» через Балтийское море за счет строительства дополнительно одной или двух ниток.

«Газпром» рассмотрел результаты технико-экономического анализа, проведенного компанией-оператором Nord Stream AG, а также заключения, сделанные в ходе консультаций с государственными органами, некоммерческими организациями и другими заинтересованными сторонами из стран Балтийского моря.

Nord Stream AG провел технико-экономический анализ, который создает основу для дальнейшей реализации проекта. Исследование подтвердило, что строительство одной или двух дополнительных ниток газопровода является экономически целесообразным и возможным как технически, так и экологически, а также с точки зрения привлечения необходимого финансирования на банковском рынке. Была проведена предварительная оценка нескольких вариантов маршрута, которые станут основой для дальнейших исследований и оптимизации. Исследование также выявило потребность в дальнейшем увеличении импорта газа на европейский рынок в долгосрочной перспективе.

Принятие решения о дальнейшей реализации такого крупномасштабного и долгосрочного проекта, нацеленного на покрытие потребностей ЕС в импорте газа в течение нескольких десятилетий, требует соответствующей степени уверенности инвесторов в возврате инвестиций. «Газпром» продолжает работу по оценке ситуации на газовом рынке и развития государственного регулирования рынка энергоносителей в европейских странах.

Исследование: сланцевый газ не сможет обеспечить ЕС энергетическую независимость
Источник: http://www.oilru.com/news/397377/

Сланцевый газ не сможет обеспечить энергетическую независимость ЕС, к 2030 году он сможет покрыть от 3 до 10% энергопотребностей сообщества. К такому выводу пришли исследователи французского исследовательского центра - Института стабильного развития и международных отношений (IDDRI) в докладе, выдержки из которого публикует Агентство Франс Пресс.


КОММЕНТАРИЙ:

Вот так, в ближайшие десятилетия альтернативы природному газу нет. Да и в США оказывается лишь мизерная часть предприятий имеют доступ к низким ценам от сланцевого газа.

Цитата: AndreyK-AV от 13.02.2014 11:19:06
Сланцевый газ не сможет обеспечить энергетическую независимость ЕС, к 2030 году он сможет покрыть от 3 до 10% энергопотребностей сообщества. К такому выводу пришли исследователи французского исследовательского центра - Института стабильного развития и международных отношений (IDDRI) в докладе, выдержки из которого публикует Агентство Франс Пресс.

И это - если ещё не вспоминать о его себестоимости. 100 баксов за 1000 кубов на Хенри Хаб уже нет. Как раз на неделе пузырь, похоже, прокололся. За три дня цена в полтора раза выросла - до 6 USD за mmbtu (160 USD за тысячу кубов). Посмотрим, что дальше там с ценой на газ будет твориться. По идее, где-то 200 USD за тысячу кубов ($7.5 per mmbtu) должно получиться, иначе добыча сланца тупо невыгодна даже в идеальных условиях США.

Альтернатива бензину




http://expert.ru/2013/09/25/alternativa-benzinu/
------------------------------------------

Хотелось бы узнать мнение специалистов по поводу этого завода.
Общественность в Магадане сильно волнуется, остались ещё в памяти
последствия взрыва в бухте Нагаевской судна Генерал Ватутин со врывчаткой на борту.
Люди боятся последствий от строительства завода
Если можно, максимально развёрнуто, чтоб я смог сделать перепост

ну насчет "Первый в мире завод по производству жидкого водорода" они слегка погорячились.

ну да ладно, это не самая большая проблема.

----------------------------

Усть-Среднеканская ГЭС строится задорого "в суровых климатических условиях" с 1991 года и "имеет большое значение для обеспечения надёжного энергоснабжения региона и развития горнодобывающей промышленности."

что же предлагается?

"возникла идея создания проекта завода по производству сжиженного водорода" ... поскольку "Этот вид топлива становится все более популярным в Японии".

и это становится возможным "так как для иностранной компании здесь хорошие условия с точки зрения цены на электроэнергию."

т.е. многолетние и достаточно большие (преимущественно государственные) инвестиции в регион для развития местной инфраструктуры и субсидии на эксплуатацию (цена на электроэнергию) будут работать на японию.

или я не правильно понимаю?

п.с. разумеется можно вырабатывать водород в ночные часы, но кто на этом остановится если "здесь хорошие условия с точки зрения цены на электроэнергию."

Цитата: Фёдор144 от 27.02.2014 21:44:17
т.е. многолетние и достаточно большие (преимущественно государственные) инвестиции в регион для развития местной инфраструктуры и субсидии на эксплуатацию (цена на электроэнергию) будут работать на японию.

В первую очередь это будет означать, что в регионе появится некоторое количество промышленных предприятий, на которых будут работать местные жители, и которые будут производить востребованный продукт (причём именно производить, а не качать невозобновимый ресурс из земли) и поставлять его на экспорт, получая за это живые деньги.
Что, КМК, куда лучше, чем болото, мох и комары.
И это, ПМСМ, отличное вложение государственных денег.

Цитата: Фёдор144 от 27.02.2014 21:44:17
п.с. разумеется можно вырабатывать водород в ночные часы, но кто на этом остановится если "здесь хорошие условия с точки зрения цены на электроэнергию."

В смысле, опасаетесь, что проклятые капитализды всё лепестричество продадут епонцам, а местные жители будут сидеть при лучине?
Ну, те же нефть с газом выгоднее толкать на международном рынке, однако греемся мы пока не кизяками и ездим не на лисапедах. Подозреваю, что с электричеством тоже как-то отрегулируют.

PS

Цитата: Фёдор144 от 27.02.2014 21:44:17
т.е. многолетние и достаточно большие (преимущественно государственные) инвестиции в регион для развития местной инфраструктуры и субсидии на эксплуатацию (цена на электроэнергию) будут работать на японию.

Вот интересно, почему в Японии не возмущаются, что их автозаводы, построенные на их же бабки, пашут на полмира?

PPS
А вообще я с таких заявлений фигею. Россия начинает экспортировать вместо невозобновимых нефти с газом (организация добычи которых тоже мягко говоря не бесплатна) возобновляемые энергоресурсы (причём те, что до этого вообще никак не использовались) - нет, не нравится! Нашли к чему прикопаться.

PPPS
Не, я понимаю, делать машины и роботов и продавать их японцам было бы куда круче, но давайте начинать с чего-то реалистичного!

Не все ходоки на "Ядерную" ветку, так что этот полезный и содержательный материал продублирую и здесь:

Цитата: Dobryаk от 01.03.2014 11:14:07
Как захватить мир

Россия имеет наполеоновские планы по строительству новых блоков АЭС как внутри страны, так и за рубежом. Необходимым условием для осуществления этих планов, как показывает наш анализ, должно стать своевременное завершение намеченной модернизации имеющихся мощностей по производству ключевого оборудования, а также расширение сотрудничества с восточно-европейскими странами.

В прошедшем 2013 году была проведена корректировка «дорожной карты» строительства АЭС в России до 2020 года, утверждена схема территориального планирования до 2030 года, а также продолжилась реализация планов по глобальной экспансии на зарубежные рынки (последние положительные новости из этой области – это выигрыш тендера в Иордании на строительство двухблочной АЭС и подписание контракта на сооружение в Финляндии одноблочной АЭС «Ханхикиви»). В этой связи мы решили составить консолидированный прогноз развития атомной энергетики на основе российской реакторной технологии в общемировом масштабе до 2030 года, принимая во внимание уже озвученные даты ввода энергоблоков внутри страны и за ее пределами. При этом мы учли имеющиеся планы по продлению срока эксплуатации и выводу из эксплуатации некоторых из уже действующих энергоблоков.

Кроме того, мы оценили реалистичность выполнения заявленных ежегодных планов по вводам АЭС в России и за рубежом, сопоставив имеющиеся в наличии производственные мощности отечественного атомного энергомашиностроения (с учетом планируемой модернизации или расширения) с заявленными темпами строительства новых энергоблоков.

В РОССИИ

Как выглядит самая свежая «дорожная карта» строительства энергоблоков АЭС внутри страны, мы отразили в инфографике.

Прогнозируемые вводы и выводы блоков АЭС внутри страны


С 2025 года по 2030 год, согласно «Схеме территориального планирования Российской Федерации в области энергетики», утвержденной 11 ноября 2013 года, запланирован ввод энергоблоков на следующих площадках АЭС:
• Курская АЭС-2, 1 блок;
• Кольская АЭС-2, 2 блока;
• Смоленская АЭС-2, 3 блока;
• Северская АЭС, 2 блока;
• Татарская АЭС, 2 блока;
• Центральная АЭС (Костромская), 2 блока.

Таким образом, за эти шесть лет будет введено еще 12 энергоблоков, то есть в среднем по два блока в год. С большой долей вероятности можно предположить, что на этих блоках будут установлены реакторные установки (РУ) типа ВВЭР-ТОИ мощностью по 1,255 тыс. МВт каждая.

При этом следует отметить, что в упомянутой схеме территориального планирования фигурируют также три блока с РУ типа БН-1200 (один на Белоярской АЭС и два на площадке новой Южноуральской АЭС). По причине того, что Росатом на данный момент официально не принял решение о необходимости и сроках сооружения пилотной серии БН-1200, натриевые РУ в наших расчетах не участвуют. В то же время в «дорожную карту» включены два блока на площадке под названием «Новая АЭС», то есть на общей сумме установленных атомных мощностей к концу рассматриваемого периода в наших расчетах отсутствие серии БН-1200 практически не скажется.

В итоге получается, что в период с 2014 года по 2030 год в России планируется ввести в эксплуатацию в общей сложности 30 энергоблоков АЭС общей установленной мощностью 36,5 ГВт: 1 блок типа БН-800 (0,88 ГВт); 2 блока типа ВВЭР-1000 (2,2 ГВт); 8 блоков типа «АЭС-2006» (9,6 ГВт); 19 блоков типа ВВЭР-ТОИ (23,8 Гвт).

Что же касается планируемого вывода из эксплуатации энергоблоков АЭС, выработавших свой проектный ресурс, который составляет 30 лет для всех типов российских РУ, то мы закладываем следующие предпосылки: срок службы энергоблоков с РУ типа ВВЭР-440, РБМК-1000, а также БН-600 будет продлен на 15 лет; срок службы энергоблоков с РУ типа ВВЭР-1000 – на 25 лет, как это уже было продемонстрировано на примере энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС, который является головным для водо-водяных тысячников. Если эти предположения реализуются, то до 2030 года внутри страны будут выведены 17 энергоблоков на различных атомных станциях суммарной установленной мощностью чуть более 13 Гвт.

С учетом ввода до 2030 года 36,5 ГВт новых блоков, а также вывода из эксплуатации в этот период около 13 ГВт действующих, суммарная установленная мощность всех АЭС России должна на конец периода составить порядка 49 Гвт.


В МИРЕ

Использование российских реакторов ВВЭР за границей.


По данным на январь 2014 года, атомные энергоблоки с РУ типа ВВЭР-440 и ВВЭР-1000, построенные по российским проектам, помимо РФ, функционируют еще в десяти странах мира, а именно: Армении, Болгарии, Венгрии, Индии, Иране, Китае, Словакии, Чехии, Украине и Финляндии.

При расчете года вывода блоков мы исходили из продления проектного срока эксплуатации РУ типа ВВЭР-1000 (30 лет) на 25 лет, по аналогии с внутрироссийской ситуацией. Что касается энергоблоков с РУ типа ВВЭР-440, то в Венгрии, Финляндии и на Украине уже принято решение о продлении проектного срока эксплуатации этих установок на 20 лет. По Словакии и Чехии подобной информации нет, так что при расчетах срок продления в этих странах принимался равным 15 годам – также по аналогии с Россией. Примечательно, что практически все энергоблоки с РУ типа ВВЭР-440 за рубежом, за исключением двух блоков на Украине и одного в Армении, претерпели значительную модернизацию, которая позволила форсировать их мощность до 500 – 520 МВт.

Таким образом, в настоящее время за границей эксплуатируются в общей сложности 38 энергоблоков АЭС российского дизайна общей установленной мощностью около 29,4 ГВт, из которых: 21 блок с РУ типа ВВЭР-1000 (21,2 ГВт); 17 блоков с РУ типа ВВЭР-440 (8,2 Гвт).

При анализе ближайших планов России по строительству новых атомных энергоблоков в различных странах мира мы учитывали: а) площадки, на которых, согласно базе данных МАГАТЭ Power Reactor Information System (PRIS), уже ведутся строительные работы – Белоруссия, Индия, Китай, Словакия; б) площадки, по которым были подписаны соответствующие межправительственные соглашения – это Армения, Бангладеш, Вьетнам, Турция, Украина); в) площадки, по которым официально были объявлены итоги тендера или прямых перегово-ров – Иордания, Финляндия. Межправительственное соглашение с Венгрией о строительстве двух энергоблоков на АЭС «Пакш» по 1 тыс. МВт или 1,2 тыс. МВт каждый, подписанное в январе 2014 года, мы не учитывали, так как эти блоки являются замещающими и точные сроки их ввода пока не определены.

Таким образом, вводы новых мощностей до 2030 года должны составить около 29,5 ГВт (23 блока-«тысячника», два блока по 440 МВт, а также два блока с РУ типа БН-800), в то время как выводы действующих – около 3,5 ГВт. Получается, что в 2030 году при условии реализации всех намеченных планов суммарная мощность парка зарубежных АЭС с энергоблоками отечественного производства составит порядка 54 ГВт.

ДОЛЯ В МИРЕ И РЕАЛИСТИЧНОСТЬ

В настоящий момент доля атомных энергоблоков, построенных по российским проектам в РФ и за рубежом, в установленной мощности всех АЭС мира составляет чуть менее 14%. По нашим прогнозам, суммарная установленная мощность АЭС российского дизайна в мире в 2030 году достигнет порядка 103 ГВт. Если отталкиваться от последних прогнозов МАГАТЭ («Energy, Electricity and Nuclear Power Estimates for the Period up to 2050», август 2013), согласно которым установленная мощность всех АЭС мира в 2030 году составит от 435 ГВт до 722 ГВт в зависимости от реализации «низкого» или «высокого» вариантов развития, то доля энергетических реакторов российского дизайна либо останется на том же уровне, что и сейчас, либо вырастет до 24 %, то есть практически четверти.

Динамика ввода российских АЭС.


По нашим оценкам, наибольшее количество блоков по российским проектам – шесть – при условии реализации всех намеченных планов, будет введено за рубежом в 2020 году.

Мы также сопоставили ежегодные темпы вводов атомных мощностей российского дизайна внутри страны и за рубежом по годам на горизонте до 2030 года.

На основании такого сопоставления мы оценили реалистичность реализации всех этих планов. Прежде всего вызывает вполне обоснованные сомнения сама возможность соблюдения в ближайшей перспективе намеченного темпа ввода блоков. Дело в том, что декларируемое время строительства «не более пяти лет» (а для перспективного проекта ВВЭР-ТОИ, который должен стать основой «теплового» сегмента атомной генерации, и вовсе 48 месяцев, то есть 4 года) пока что ни внутри страны, ни за ее пределами не продемонстрировано.

Из проанализрованных нами примеров только первые два блока Тяньваньской АЭС, а также блок № 1 АЭС «Куданкулам» уже введены в эксплуатацию, тогда как остальные только находятся в стадии сооружения и даты их пуска, вполне вероятно, еще будут сдвинуты вправо по шкале времени. Справедливости ради, стоит отметить, что далеко не всегда это связано с техническими проблемами. Как показал опыт строительства АЭС «Куданкулам» в Индии, пуск атомных энергоблоков может быть существенно затруднен из-за массовых протестов местного населения, и нет никакой гарантии того, что подобное не произойдет во Вьетнаме или, скажем, в Бангладеш.

Опыт строительства энергоблоков с РУ типа ВВЭР гигаваттной мощности.


Наиболее оптимистично с точки зрения общего времени строительства, согласно приведенной таблице, выглядит третий блок Ростовской АЭС, но его нельзя в полной мере считать блоком, построенным «с нуля», так как к моменту возобновления строительных работ в 2009 году на площадке имелся определенный задел, доставшийся в наследство от СССР. При этом подавляющее большинство достигнутых договоренностей по АЭС на базе российских проектов за рубежом подразумевает сооружение энергоблоков на новой площадке, и зачастую в таких странах, которые не имеют никакого опыта возведения подобных объектов как в плане регулирования, так и непосредственно ведения самого процесса строительства. Исходя из прошлого опыта, это явно привнесет дополнительные трудности при реализации намеченных работ.

Что касается атомного машиностроения, то тут ситуация неоднозначная. С одной стороны, на текущий момент существует возможность выпуска необходимого оборудования длительного цикла изготовления не более чем для трех энергоблоков АЭС в год, чего явно недостаточно для реализации намеченных амбициозных планов строительства АЭС в России и за ее пределами. С другой стороны, в настоящее время проводится масштабная модернизация на ключевых предприятиях энергетического сектора страны. К примеру, мощности компании ОАО «Силовые машины» должны в скором времени позволить выпускать по 4 – 5 комплектов энергетического оборудования (турбина + генератор) ежегодно. Кроме того, планируется, что совместное предприятие «Альстом-Атомэнергомаш», начиная с 2016 года, сможет выпускать до 4 комплектов тихоходных турбин в год.

Очень непростая ситуация сложилась в сегменте производства корпусов для РУ типа ВВЭР. Основным отечественным производителем этого типа оборудования в настоящее время является корпорация «Объединенные машиностроительные заводы» («ОМЗ-Спецсталь»), не входящая в контур управления Росатома. Мощности ОМЗ в данный момент позволяют производить не более 2 корпусов в год, но после модернизации производства и при наличии серийного заказа появится возможность ежегодно изготавливать до 4 корпусов.

С целью надежного обеспечения отечественного атомного машиностроения крупногабаритными заготовками ОАО «Атомэнергомаш» в декабре 2010 года завершило сделку по приобретению украинского предприятия ОАО «Энергомашспецсталь». Это предприятие имеет существенный опыт производства таких крупногабаритных заготовок для атомных установок, а также для реакторного оборудования, специальных насосов, которое имеет существенный опыт производства такого продукта для атомных установок, а также реакторного оборудования, специальных насосов, паро- и гидротурбин, установок высокого давления.

Текущие производственные возможности ОАО «ЗиО-Подольск» позволяют производить только 2,5 комплекта парогенераторов (9 – 10 парогенераторов) и теплообменного оборудования для энергоблоков АЭС в год. Планируется, что после проведения модернизации появится возможность производства 3 комплектов оборудования (12 парогенераторов) ежегодно.

Что же касается филиала ЗАО «АЭМ-технологии» в Волгодонске, то это предприятие на сегодняшний день имеет возможности для изготовления 2 комплектов парогенераторов в год (8 шт.), а в перспективе сможет выпускать 3 комплекта парогенераторов ежегодно (12 шт.). Кроме того, его мощности позволяют изготавливать по 2 комплекта реакторного оборудования, включая корпус РУ, ежегодно.

Относительно других позиций машиностроения представляется целесообразным максимально активное привлечение к строительству энергоблоков АЭС по российским проектам предприятий стран Восточной Европы (Украина, Чехия, Болгария, Венгрия), которые имеют существенный опыт производства такого оборудования, как: биологическая защита, транспортно-технологическое, теплообменное оборудование, перегрузочные машины, полярные краны, оборудование СПОТ, трубопроводы, арматура и т. д. В то время как в РФ масштаб производства данной продукции ограничен в сравнении с требуемыми объемами поставок.

В общем и целом, наш анализ показывает, что Росатому для достижения намеченных целей на горизонте 2030 года внутри страны и за рубежом необходимо довести до конца в сравнительно сжатые сроки все имеющиеся планы по модернизации машиностроительных предприятий. Это позволит выйти по номенклатуре и объему выпускаемой продукции на требуемый уровень 4 – 5 комплектов ключевого оборудования энергоблоков АЭС в год. Однако с учетом того, что в настоящее время ведутся активные переговоры или уже проводятся тендерные процедуры, касающиеся строительства большого количества атомных энергоблоков еще в ряде стран мира (Чехия, Саудовская Аравия, ЮАР, Казахстан, Нигерия и другие), в среднесрочной перспективе может понадобиться еще более существенное расширение возможностей отечественного атомного машиностроения.

На Укроветке в очередной раз всплыло утверждение, что якобы Ельцин просто передал США тупо 500 тонн оружейного урана, и что это то же самое, что отдать 4 трлн долларов. Я посоветовал чем бредить, почитать "Ядерную" ветку ГА, где есть все нужные материалы, и также книгу В.Н. Михайлова "Я - ястреб". Мой последний ответ в короткой дискуссии на Укроветке потонет и никогда не будет найден, так что пока сам не потерял, продублирую и здесь:

Цитата
Цитата: serg-186j от 10.03.2014 17:57:28
у комрада http://crustgroup.li…26549.html есть хороший ликбез на эту тему в серии статей NUC http://crustgroup.li…26549.html Читать всем!

можно тупо ссылку давать, а то ветка на авантюре шибко большая у многих руки опускаются все читать

Цитата: Dobryаk от 10.03.2014 19:02:56
У Олреди Йэт очень невнятно сказано о Циппе и его роли в образовании Европейской URENCO (URanium ENrichment COrporation) и нет калькуляции по доходам и убыткам Росатома. Таже очень невнятно сказано, что же подвигло Россию на ВОУ-НОУ. Хотя это и будет офф-топ, дополню без АУ.

Новый глава Минатома (а в нем и весь ядерный оружейный комплекс), Виктор Никитович Михайлов, добившись с трудом приема у Алкоголикова, услышал: "Нет у меня денег для вас! У вас много чего есть, выкручивайтесь, как можете". Отсюда и пошло ВОУ-НОУ.

Мудаков, обвиняющих Михайлова чуть ли не в предательстве Родины, хватает --- и на ГА, и даже на этой ветке. Посему чутка арифметики не помешает.

500 тонн оружейного урана --- это 0.5 млрд граммов урана-235. Сегодня одна таблетка ТВЭЛ, в которой примерно 0.3 грамма урана-235, стоит около 3 долларов. Если взять это за цену только урана-235, то это 10 долларов за грамм. Перемножим полмиллиарда на десять, и получим 5 млрд долларов.

Запомним, что Росатом на ВОУ-НОУ заработал примерно 12.5 млрд долларов.

За 20 лет соглашения цена на т.н. желтый кэк, т.е., природный уран с горно-обогатительного комбината, изрядно плавала



Для перехода от фунтов к килограммам можно помножить на 2.5, забыв при этом о кислороде в желтом кэке, так что сегодня природный уран идет за эдак 150 долларов за кило, т.е., 0.15 доллара за грамм (около 6 граммов природного на грамм топливного, т.е., 0.9 доллара из 10 долларов стоимости грамма 235-го в собственно топливной таблетке).  Как видите, цена урана с рудника в цене собственно топлива просто мизер... Поэтому, хотя при заключении соглашения пик цены природного урана в 2007 предусмотреть было просто невозможно, страшных потерь Росатом на этом не поимел.

Мораль: на ВОУ-НОУ никаких страшных убытков Росатом не понес.  Конечно, сторожа личных холодильников могут сказать, что если бы Росатом был прижимистым, как последний хохол, и не был связан соглашением, то цену топлива можно было бы вздуть. Но это все из серии "был бы я таким умным, как моя теща потом" --- Михайлову, когда операторы АЭС шли голодным маршем на Москву (об этом просто никто не помнит...),  было не до мыслей о теще.

СПГ в энергетике и, соответственно, в геополитике занимает немаловажное место. Возможно, поэтому попросили продублировать здесь. Учитывая, что 19-й век - век угля, 20-й нефти, а 21-й - газа, то особое место будет занимать сжиженный природный газ (СПГ). Желающих на него сегодня очень много и терминалы сжижения загружены по максимуму. Чего не скажешь о терминалах регазификации.

В продолжение газового вопроса.

Обозначу один раз в начале: Производство, экспорт, импорт и т.п. СПГ на графиках отражен в MTPA - million tonnes per annum, т.е. млн тонн в год. Перевести млн тонн в млрд м.куб. можно домножив на 1,36. Если не указана территориальная принадлежность, то речь о глобальном рынке.

1. Торговля СПГ (желтые столбцы, левая шкала), мощности регазификации - черные полоски, левая шкала.



Торговля СПГ составляет треть (230 млн тонн) от возможностей по регазификации (640 млн тонн), т.е. загрузка терминалов регазификации мала, а их всё строят и строят (недавно было на mirvn: 1 и 2). На это есть несколько причин. Самая понятная причина - много желающих на СПГ. Следующая - потребление газа сезонно. Т.е. если страна за год потребляет 10 млн тонн СПГ, но всё потребление приходится на зиму, то и мощность терминала регазификации должна быть намного выше 10 млн тонн. Ну и пустующие терминалы США тоже сильно ухудшают это соотношение (на них приходится около 130 mtpa).

2. Доля СПГ на газовом рынке стран:



Интересно, что у Китая доля СПГ очень мала, хоть и интенсивно строит (около 15%) - наращивает свою добычу. В европе тоже в основном всё через газопроводы. Добыча китая по типу:



Ордината в млрд м.куб. На данный момент газ низкопроницаемых коллекторов (зелёный) занимает приличную долю в добыче. Дебиты там, судя по всему, неплохие по сравнению с гипотетической добычей сланцев (голубой, вверху), поэтому на сланцы никто переходить не спешит. Не говоря уже о традиционном (синий). CBM - метан угольных пластов.

3. Мощности по сжижению выглядят так:
Первая цифра после названия страны - млн тонн в год, вторая в процентах - загрузка мощностей.



Катар в отрыве. У австралии большие планы на СПГ, но это будет не завтра. Родина тоже хочет отхватить кусок от рынка СПГ и Медведев об этом прямо заявлял.

4. Экспорт стран выглядит так:
первая цифра - млн тонн в год, вторая - прирост экспорта в 2012 к 2011



Тут всё аналогично сжижению. Какого-то вменяемого роста экспорта нет, несмотря на кучу желающих и терминалы сжижения.

5. Доля в мировом экспорте СПГ по годам. Как видно, Катар очень быстро всего понастроил. Цвета снизу вверх на картинке соответствуют построчному чтению слева направо легенды.



Теперь о регазификации.

6. Желтые столбцы - мощности регазификации. Красная часть - то, что уже строится. Черная линия по правой шкале - загрузка терминалов регазификации.



Да, желающих на газ много.

Полностью можно ознакомиться тут: http://mirvn.livejournal.com/5138.html

Уважаемые а как связаться с Алексеем, который должен был отвечать в ветку? Скиньте в личку актуальный email или мобилу

[movie]http://www.youtube.com/watch?v=_wCRgW7DAHU[/movie]
[movie]http://www.youtube.com/watch?v=aO1EY-OA1ww[/movie]
интервью Алексея Анпилогова, известного как Already Yet
по вопросам ветки

а то, что там в комментариях написано:

"Алексей Анпилогов, известный как..." - ... совладелец ТД «Никопольский трубный завод», карманный "фукс" владельца днепропетровской торгово-промышленной группы «Алеф» Вадима Ермолаева. Проигравшего в своё время рейдерскую борьбу за, в частности, Никопольский трубный, группе Приват, проклинаемому им Коломойскому (на которого работал много лет до перебегания под флаг Ермолаева)."

это верно?

Цитата: Fomor.Perm от 10.04.2014 08:14:27
а то, что там в комментариях написано:

"Алексей Анпилогов, известный как..." - ... совладелец ТД «Никопольский трубный завод», карманный "фукс" владельца днепропетровской торгово-промышленной группы «Алеф» Вадима Ермолаева. Проигравшего в своё время рейдерскую борьбу за, в частности, Никопольский трубный, группе Приват, проклинаемому им Коломойскому (на которого работал много лет до перебегания под флаг Ермолаева)."

это верно?

Там же в комментариях: "Вадим Ермолаев - член Попечительского Совета днепропетровской еврейской общины. То есть соратник в этом смысле приватовцев Боголюбова и Коломойского. В общем, днепропетровская классика - выбор шила или мыла..."

Хм… ну раз такое дело: вот к прочтению тексты оппонентов already yet:
http://mirvn.livejournal.com/9204.html
http://mirvn.livejournal.com/6995.html и др
Кратко: кризиса ресурсов нет, сланцевый газ в сша имеет вполне приличную энергорентабельность; добыча сланцев в  США по энергии сопоставима с энергией всех мировых АЭС...

Дорогое это дело сланцевая революция, и без обмана не происходит, низкие цены на газ убивают её, а при высоких она и не революция вовсе

Померкнет ли блеск сланцевой революции?

Пьер Лассон, легендарная личность в сфере инвестиций в горнодобывающие предприятия и председатель правления компании Franco Nevada, обратил пристальное внимание на североамериканский рынок газа и предсказывает на нём скорые перемены.

Прошлой зимой в США была зафиксирована рекордно холодная зима. Как отмечает американский метеоролог Эвелин Гэрисс, причина этого явления – извержение двух вулканов в 2012 г. Они выбросили в высокие слои атмосферы столько дыма и пепла, что солнце стало заметно хуже прогревать Северный полюс нашей планеты. Зимой холодный воздух из Арктики пришёл в Северную Америку, образовав над ней «полярную воронку». Аналогичное явление было зафиксировано 100 лет назад, в 1912 году.

За прошедшую сверххолодную зиму в Штатах было израсходовано столько природного газа, что его объёмы в хранилищах упали до многолетних минимумов.

«Я всегда говорил, что лучшее лекарство от низких цен – это сами низкие цены, – рассказывает Пьер Лассон. – Когда природный газ продаётся за 1,6–2,6 долл. за миллион БТЕ, это значит, что все его производители работают себе в убыток. Недаром они в последнее время остановили бурение. А инвесторов ввели в заблуждение, включив множество ранее остановленных скважин.

Хранилища природного газа прошлой зимой опустели настолько, что возможности восстановить запасы к следующему зимнему сезону нет никакой. Потому что число буровых вышек в США опустилось до 300 единиц с небольшим, а это десятилетний минимум.

И если следующая зима окажется просто средней по температурам, цена природного газа в Штатах подскочит до 15 долл. за миллион БТЕ. Газа просто-напросто не будет хватать. И ничто не поможет извлекать его из недр быстрее. Поэтому я считаю сферу американской газодобычи перспективной для инвестиций в ближайшие 24 месяца».

Если предсказания Пьера Лассона сбудутся, он на этом заработает, а блеск американской сланцевой революции поблекнет от вулканического пепла.

Углеводородное месторождение с запасами более 300 млн тонн открыто в Астраханской области
Это одно из последних крупных открытий на суше, сообщил министр природных ресурсов и экологии РФ
http://itar-tass.com/ekonomika/1125009