Центр по изучению проблем разоружения, энергетики и экологии при МФТИЭкономика утилизации оружейного плутония в ядерных реакторах.Приглашаем посетить СНВ-сайт нашего Центра (хроника событий, печатные и сетевые публикации, тексты официальных документов, ресурсы сети о проблемах сокращения ядерных вооружений) - информация обновляется еженедельно |
Работа издана Центром по изучению проблем разоружения, энергетики и экологии при МФТИ в 1997 г. Электронная версия опубликована в январе 1998 г.
Для расчетов удельных приведенных усредненных топливных затрат использовалась программа "РЕБУС" [1, 2], разработанная в РНЦ "Курчатовский институт" по международной методике [3, 5], которая учитывает дисконтирование разновременных затрат и эскалацию цен.
В табл.2.1 приведены результаты расчетов топливных затрат всех рассматриваемых реакторов на типичном для них (а) и альтернативном (б) топливе, а также отношений топливных затрат плутониевых и урановых вариантов (в) в зависимости от коэффициента дисконтирования. Видно, что при переходе от канальных реакторов с относительно низким обогащением и выгоранием топлива к водоводяным реакторам типа ВВЭР со средними топливными характеристиками, а затем к быстрым реакторам (БН) с повышенным обогащением и выгоранием экономическая эффективность использования МОХ-топлива возрастает по сравнению с урановым топливом.
Таблица 2.1. Результаты расчетов приведенных топливных затрат
а) базовый вариант топливного цикла, цент/кВт.ч
|
||||
Реактор |
|
|
|
|
CANDU | 0.33 | 0.30 | 0.30 | 0.29 |
РБМК | 0.75 | 0.60 | 0.64 | 0.71 |
ВВЭР-440 | 0.80 | 0.59 | 0.60 | 0.66 |
ВВЭР-1000 | 0.63 | 0.50 | 0.53 | 0.58 |
БН-600 | 1.03 | 1.00 | 1.07 | 1.15 |
БН-800 | 0.36 | 0.31 | 0.32 | 0.34 |
б) альтернативный вариант топливного цикла, цент/кВт.ч
|
||||
Реактор |
|
|
|
|
CANDU | 0.53 | 0.51 | 0.51 | 0.52 |
РБМК | 1.19 | 1.09 | 1.18 | 1.30 |
ВВЭР-440 | 0.94 | 0.75 | 0.77 | 0.82 |
ВВЭР-1000 | 0.66 | 0.52 | 0.54 | 0.58 |
БН-600 | 0.52 | 0.44 | 0.45 | 0.48 |
БН-800 | 0.92 | 0.93 | 1.01 | 1.09 |
в) отношение плутониевого варианта к урановому
|
||||
Реактор |
|
|
|
|
CANDU | 1.60 | 1.70 | 1.78 | 1.81 |
РБМК | 1.59 | 1.81 | 1.85 | 1.84 |
ВВЭР-440 | 1.19 | 1.27 | 1.27 | 1.26 |
ВВЭР-1000 | 1.04 | 1.04 | 1.02 | 1.00 |
БН-600 | 0.51 | 0.44 | 0.42 | 0.42 |
БН-800 | 0.39 | 0.33 | 0.32 | 0.31 |
В табл. 2.2 и 2.3 для реакторов CANDU, ВВЭР-1000 и БН-800 приведены детальные результаты расчетов топливных затрат для уранового и МОХ-топлива соответственно. Видно, что затраты уранового и плутониевого вариантов ВВЭР-1000 мало отличаются, чего никак нельзя сказать о других реакторах. Даже при низкой цене плутония переход CANDU с уранового на плутониевое топливо экономически не выгоден, поскольку приводит к росту топливных затрат более, чем в 1,5 раза. Причем плутониевый вариант CANDU только незначительно выигрывает у плутониевого варианта ВВЭР-1000. Для БН-800, как и ожидалось, использование плутониевого топлива вместо уранового дает сильный экономический эффект, приводя к троекратному уменьшению приведенных топливных затрат.
Таблица 2.2. Приведенные топливные затраты для ядерных реакторов на урановом топливе, цент/кВт.ч (%)
а) CANDU
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка урана | 0.097 | 29.2% | 0.106 | 35.7% | 0.116 | 40.6% | 0.126 | 44.1% |
Конверсия | 0.012 | 3.6% | 0.013 | 4.4% | 0.014 | 4.9% | 0.015 | 5.2% |
Обогащение | 0 | 0.0% | 0 | 0.0% | 0 | 0.0% | 0 | 0.0% |
Изготовление ТВС | 0.096 | 28.9% | 0.103 | 34.7% | 0.109 | 38.1% | 0.116 | 40.6% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.019 | 5.7% | 0.011 | 3.7% | 0.007 | 2.4% | 0.004 | 1.4% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.108 | 32.5% | 0.064 | 21.5% | 0.040 | 14.0% | 0.025 | 8.7% |
Итого | 0.332 |
|
0.297 |
|
0.286 |
|
0.286 |
|
б) ВВЭР-1000
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка урана | 0.145 | 22.9% | 0.172 | 34.3% | 0.202 | 38.3% | 0.235 | 40.8% |
Конверсия | 0.021 | 3.3% | 0.024 | 4.8% | 0.028 | 5.3% | 0.031 | 5.4% |
Обогащение | 0.118 | 18.6% | 0.133 | 26.5% | 0.149 | 28.3% | 0.166 | 28.8% |
Изготовление ТВС | 0.087 | 13.7% | 0.096 | 19.1% | 0.105 | 19.9% | 0.114 | 19.8% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.072 | 11.4% | 0.052 | 10.4% | 0.039 | 7.4% | 0.029 | 5.0% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.191 | 30.1% | 0.025 | 5.0% | 0.004 | 0.8% | 0.001 | 0.2% |
Итого | 0.634 |
|
0.502 |
|
0.527 |
|
0.576 |
|
в) БН-800
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка урана | 0.343 | 37.3% | 0.391 | 42.1% | 0.442 | 43.9% | 0.497 | 45.4% |
Конверсия | 0.049 | 5.3% | 0.055 | 5.9% | 0.061 | 6.1% | 0.067 | 6.1% |
Обогащение | 0.373 | 40.5% | 0.404 | 43.5% | 0.437 | 43.4% | 0.469 | 42.9% |
Изготовление ТВС | 0.039 | 4.2% | 0.041 | 4.4% | 0.043 | 4.3% | 0.045 | 4.1% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.035 | 3.8% | 0.027 | 2.9% | 0.021 | 2.1% | 0.016 | 1.5% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.081 | 8.8% | 0.011 | 1.2% | 0.002 | 0.2% | 0.000 | 0.0% |
Итого | 0.920 |
|
0.929 |
|
1.006 |
|
1.094 |
|
Таблица 2.3. Приведенные топливные затраты для ядерных реакторов на МОХ-топливе, цент/кВт.ч (%)
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка плутония | 0.042 | 7.9% | 0.047 | 9.3% | 0.051 | 10.1% | 0.055 | 10.6% |
Изготовление ТВС | 0.348 | 65.8% | 0.371 | 73.3% | 0.395 | 77.9% | 0.419 | 80.9% |
Транспортировка ТВС | 0.012 | 2.3% | 0.013 | 2.6% | 0.014 | 2.8% | 0.015 | 2.9% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.019 | 3.6% | 0.011 | 2.2% | 0.007 | 1.4% | 0.004 | 0.8% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.108 | 20.4% | 0.064 | 12.6% | 0.040 | 7.9% | 0.025 | 4.8% |
Итого | 0.529 |
|
0.506 |
|
0.507 |
|
0.518 |
|
б) ВВЭР-1000
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка плутония | 0.083 | 12.6% | 0.099 | 19.0% | 0.116 | 21.7% | 0.135 | 23.5% |
Изготовление ТВС | 0.309 | 47.0% | 0.341 | 65.6% | 0.373 | 69.7% | 0.406 | 70.6% |
Транспортировка ТВС | 0.003 | 0.5% | 0.003 | 0.6% | 0.003 | 0.6% | 0.004 | 0.7% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.072 | 10.9% | 0.052 | 10.0% | 0.039 | 7.3% | 0.029 | 5.0% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.191 | 29.0% | 0.025 | 4.8% | 0.004 | 0.7% | 0.001 | 0.2% |
Итого | 0.658 |
|
0.520 |
|
0.535 |
|
0.575 |
|
в) БН-800
|
|
|||||||
0 | 5 | 10 | 15 | |||||
Покупка плутония | 0.136 | 37.7% | 0.155 | 50.3% | 0.175 | 54.7% | 0.197 | 57.8% |
Изготовление ТВС | 0.108 | 29.9% | 0.114 | 37.0% | 0.121 | 37.8% | 0.127 | 37.2% |
Транспортировка ТВС | 0.001 | 0.3% | 0.001 | 0.3% | 0.001 | 0.3% | 0.001 | 0.3% |
Транспортировка и хранение ОЯТ | 0.035 | 9.7% | 0.027 | 8.8% | 0.021 | 6.6% | 0.016 | 4.7% |
Кондиционирование и захоронение ОЯТ | 0.081 | 22.4% | 0.011 | 3.6% | 0.002 | 0.6% | 0.000 | 0.0% |
Итого | 0.361 |
|
0.308 |
|
0.320 |
|
0.341 |
|
В параметрических исследованиях варьировались 2 характеристики: цена плутония и стоимость услуг по обогащению (см. пп.1.2). Результаты расчетов приведены в табл.2.4, из которой видно что при росте цен на плутоний топливный цикл БН-800 теряет свои экономически преимущества по сравнению с плутониевой же загрузкой CANDU или ВВЭР-1000 (для 10 и 25 $/г Pu соответственно). При нулевой цене плутония БН-800 выигрывает у CANDU или ВВЭР-1000 по топливным затратам почти в 3 раза!
Таблица 2.4. Некоторые параметрические зависимости приведенных топливных затрат*, цент/кВт.ч
а) от цены плутония
|
|||||
Реактор |
|
|
|
|
|
CANDU | 0.459 | 0.507 | 0.612 | 0.714 | 0.816 |
ВВЭР-1000 | 0.419 | 0.535 | 0.767 | 0.999 | 1.231 |
БН-800 | 0.145 | 0.32 | 0.676 | 1.020 | 1.370 |
б) от цены услуг по обогащению
|
|||||
Реактор |
|
|
|
|
|
CANDU | 0.285 | 0.285 | 0.285 | 0.285 | 0.285 |
ВВЭР-1000 | 0.438 | 0.527 | 0.616 | 0.706 | 0.765 |
БН-800 | 0.744 | 1.006 | 1.268 | 1.530 | 1.705 |
* коэффициент дисконтирования - 10%/год
Реактор CANDU, напротив, при росте цены плутония начинает лидировать, обходя конкурирующие реакторы ВВЭР-1000 и БН-800 при цене Pu 5 и 10 $/г соответственно.
Цена плутония 5 $/г оказалась предельно допустимой для плутониевого варианта ВВЭР-1000, при увеличении этой цены реактор не в состоянии конкурировать по топливным затратам со своим же урановым вариантом топливного цикла. Снижение затрат на услуги по обогащению до 20 $/кг ЕРР приводит к тому, что предельно допустимая цена Pu "стремится к нулю". Напротив, рост затрат на обогащение до 130 $/кг ЕРР поднимет предельно допустимую для ВВЭР-1000 цену на плутоний до 15 $/г.
Оценки удельных приведенных затрат производства электроэнергии АЭС для уранового варианта топливного цикла ВВЭР-1000 (проект НП-1000) приведены в табл.2.5. При коэффициенте дисконтирования 10%/год суммарные приведенные затраты оставляют 2,5 коп/кВт.ч, а доли капитальной, топливной и эксплуатационной составляющих равны 70, 21 и 9% соответственно. Для плутониевой загрузки реактора ВВЭР-1000 получается такой же результат (см. табл.2.2 и 2.3) в предположении, что использование МОХ-топлива мало повлияет на капитальную и эксплуатационную составляющие приведенных затрат АЭС.
Таблица 2.5 Структура приведенных топливных затрат производства электроэнетргии для энергоблока с реатором ВВЭР-1000 на урановом топливе, коп/кВт.ч (%)
|
|
|||||
|
0 | 5 | 10 | |||
Капитальная, в т.ч.: | 0.67 | 43.8% | 0.99 | 57.6% | 1.74 | 69.6% |
* прямые капзатраты | 0.39 | 25.5% | 0.73 | 42.4% | 1.14 | 45.6% |
* проценты на каптал | 0 | 0.0% | 0.14 | 8.1% | 0.49 | 19.6% |
* затраты на демонтаж | 0.25 | 16.3% | 0.07 | 4.1% | 0.03 | 1.2% |
* арендная плта за землю. | 0.03 | 2.0% | 0.05 | 2.9% | 0.08 | 3.2% |
Топливная | 0.63 | 41.2% | 0.50 | 29.1% | 0.53 | 21.2% |
Эксплуатационная | 0.23 | 15.0% | 0.23 | 13.4% | 0.23 | 9.2% |
Итого | 1.53 |
|
1.72 |
|
2.50 |
|
В капитальную составляющую включены, кроме прямых капзатрат и процентов на капитал, отчисления на демонтаж и арендная плата за землю. С увеличением коэффициента дисконтирования капитальная составляющая сильно возрастает за счет увеличения удельных капзатрат и процентов на капитал, при этом приведенные затраты на демонтаж заметно падают (плата за аренду земли немного увеличивается).
Вариантные расчеты показывают, что увеличение срока службы блоков АЭС до 40 лет (без сопутствующего увеличения капзатрат, поскольку они соответствуют проектному сроку службы 50 лет) уменьшают стоимость электроэнергии менее, чем на 10% за счет уменьшения капитальной составляющей. Увеличение затрат на демонтаж на 30% не оказывает заметного влияния на величину приведенных затрат при коэффициенте дисконтирования выше 5%.
В табл.2.6 приведены показатели конкурентоспособности АЭС с реактором БН-800 по сравнению с ВВЭР-1000 в зависимости от изменения цен на плутоний и услуги по обогащению. В принятых предположениях для базового варианта и при прочих равных условиях (равенство эксплуатационных затрат) атомная станция с быстрым реактором будет конкурентоспособна по сравнению с АЭС, оснащенной тепловым реактором, если ее капзатраты не превысят капиатльные вложения в энергоблок с ВВЭР-1000 всего на 12%.
Таблица 2.6 Параметрические зависимости показателей конкурентоспособности БН-800 по отношению к ВВЭР-1000 на урановом топливе*
|
Цена Pu ($/г)/цена "обогащения"($/кг ЕРР) | ||||
|
|
|
|
|
|
Приведенные затраты на производство электро-энергии ВВЭР-1000, коп/кВт.ч |
|
|
|
|
|
Доли составляющих, %: капитальной/ топливной/ эксплуатационной |
|
|
|
|
|
Допустимый рост капитальных затрат БН-800 относительно ВВЭР-1000, % |
|
|
|
|
|
* коэффициент дисконтирования 10%/год
При нулевой цене плутония или при снижении цены услуг по обогащению до 20 $/кг ЕРР топливные затраты ВВЭР-1000 снижаются с 0,53 цент/кВт.ч для базовых вариантов (см. табл.2.2 и 2.3) до 0,42 и 0,44 цент/кВт.ч соответственно для плутониевого и уранового вариантов ЯТЦ (см. табл. 2.4). Доли капитальных, топливных и эксплуатационных затрат АЭС изменятся так: 72, 18 и 10% соответственно. В этом случае АЭС с БН-800 сохранит конкурентоспособность при капзатратах, превышающих капвложения в энергоблок с ВВЭР-1000 не более, чем на 15%.
Напротив, при повышении цен на плутоний до 15 $/г или на обогатительные услуги до 130 $/кг ЕРР быстрому реактору разрешается быть дороже теплового всего на 6%, иначе он потеряет конкурентоспособность. Цена плутония 25 $/г оказывается предельно допустимой для БН-800, при дальнейшем росте этой цены удельные капитальные затраты АЭС с быстрым натриевым реактором должны быть ниже капвложений в энергоблок с ВВЭР-1000 (см. табл. 2.5).
Для проекта двухблочной АЭС с реакторами ВВЭР-640 (НП-500 с реакторной установкой В-407 [11]) удельные капитальные затраты ожидаются на уровне 1030 руб/кВт.ч в ценах 1991 года или на 30% выше капвложений в проектируемую 4-хблочную АЭС с реактором ВВЭР-1000 (проект НП-1000). В этом случае (при прочих равных условиях) АЭС с реактором БН-800 будет конкурентоспособна при цене плутония 35 $/г, если ее капзатраты не будут выше на 20% по сравнению с НП-500.
Издержки производства электроэнергии зарубежных АЭС (аналог тарифов российских АЭС), которые строились в последнее десятилетие, лежат в довольно широких пределах 2,5-6,0 цент/кВт.ч, примерно в таком же диапазоне находятся издержки производства ТЭС на угле в тех же странах: от 2 до 6 цент/кВт.ч [8]. Большое расхождение затрат в различных странах объясняется спецификой экономико-правовой базы и национальными особенностями развития энергетики. Издержки производства энергии на АЭС и ТЭС на угле одинакового срока ввода, построенных в одной и той же стране, очень близки, при этом АЭС в ряде стран имеет небольшое преимущество.
Традиционно издержки производства (как и приведенные затраты) зарубежных электростанций делятся на капитальную, топливную и эксплуатационную составляющие. Затраты на топливо и эксплуатацию составляют 0,4-1,2 и 0,4-1,3 цент/кВт.ч соответственно, остальное - капитальные затраты. Например, для Канады капитальная составляющая АЭС с тяжеловодным реактором типа CANDU достигает 60% при вкладе топливных затрат в суммарные издержки на уровне всего 10% (с учетом использования топлива из природного урана). Напротив, топливная составляющая канадских ТЭС на угле равна 50%, что характеризует чувствительность стоимости электроэнергии ТЭС к изменениям цен на топливо. С другой стороны, конкурентоспособность АЭС вследствие большой капитальной составляющей чувствительна к затратам на строительство, времени сооружения, учетной ставке и КИУМ.
Если анализировать экономическую ситуацию, сложившуюся в атомной энергетике и промышленности ядерного топливного цикла России [11], то необходимо отметить, что в начале 1990-х годов произошел разрыв темпов инфляционного роста тарифа на электроэнергию АЭС и цены ядерного топлива, который сохранился и до настоящего времени. В то время как тариф на электроэнергию увеличился за период реформ примерно в 8 тыс. раз, цены на ТВС возросли в среднем в 4 тыс. раз. Опережающий рост тарифа на электроэнергию АЭС сравнительно с ценами на ядерное топливо привел к изменению структуры тарифа. В среднем по отрасли доля топливной составляющей тарифа снизилась с 40 до 20%. Относительное отставание в росте цен на ядерное топливо прежде всего объясняется снижением затрат его производства в связи с использованием образовавшихся запасов сырья во всех переделах ядерного топливного цикла. Выход на международный рынок также позволил компенсировать часть затрат за счет валютных поступлений. Однако следует иметь в виду, что в структуре тарифа появились затраты, связанные с обращением ОЯТ.
В конце 1995 топливная составляющая тарифа, учитывая затраты, связанные с транспортировкой, частичной переработкой (от реакторов ВВЭР-440) и хранением ОЯТ реакторов ВВЭР-1000, равнялась примерно 0,4 цент/кВт.ч. Причем в топливной составляющей доля затрат, связанных с завершающей стадией ядерного топливного цикла, была 15%. Темп роста затрат по транспортировке, переработке и хранению ОЯТ от ВВЭР выше, чем по свежему ядерному топливу. В ближайшей перспективе вероятно их увеличение в структуре топливной составляющей до 30% с учетом затрат по отработавшему ядерному топливу РБМК.
Международные данные по величине и структуре затрат, связанных с ядерным топливом, сильно различаются по странам. В среднем по зарубежным АЭС величина топливной составляющей издержек производства электроэнергии соответствует 0,8 цент/кВт.ч, 30% из которых составляют затраты, связанные с обращением с ОЯТ. Например, в США, где реализован открытый ядерный топливный цикл с длительным хранением ОЯТ, доля топливной составляющей издержек производства электроэнергии на АЭС равна 20%, во Франции с развитой переработкой ОЯТ - 35%, в т.ч. затраты завершающей стадии топливного цикла составляют порядка 50%.
Следует заметить, что прямое сопоставление структуры издержек производства электроэнергии зарубежных АЭС со структурой тарифа АЭС России (особенно в части капитальной составляющей затрат) неправомочно и может носить лишь иллюстративный характер в силу переходного этапа российской экономики: структура и масштаб цен капиталистических стран и России существенно отличаются. В частности, это относится к канадским и российским АЭС, поскольку они не являются конкурентами, работая на разных рынках энергии и мощности. Более корректно было бы сравнивать канадские АЭС и ТЭС на угле, конкурирующие на североамериканском рынке энергии и мощности. Издержки производства АЭС и угольных ТЭС фирмы Ontario Hydro в 1991 году составляли 4,2 и 4,7 канадских цент/кВт.ч [8], причем топливная составляющая АЭС была на уровне 10%, т.е. около 0,5 канадских цент/кВт.ч. Отсюда видно, что топливная составляющая АЭС может быть увеличена не более, чем в 2 раза, иначе АЭС потеряет экономические преимущества перед ТЭС на угле. Это условие выполняется при ценах на плутоний не более 10 $/г (см. табл.2.4). Однако, рост издержек на производство электроэнергии АЭС может привести некоторому росту цен на электроэнергию для местных потребителей, если, конечно, плутониевый проект Канады не будет кем-либо субсидироваться.
Заслуживают внимания исследования приведенных затрат АЭС и ТЭС на пылевидном или псевдосжиженном угле, а также на газе с комбинированным циклом для установок, которые будут введены в эксплуатацию после 2000 года включительно [8]. Эти исследования выполнены в 1993 году экспертами из 15 стран OECD и 6 стран, не принадлежащих к этому Европейскому сообществу, под эгидой Ядерно энергетического агентства OECD и Международного энергетического агентства. Наиболее широко в странах OECD используется норма дисконтирования 5% в год, в 10-ти странах из 15-ти используют 7% в год или меньше и лишь в 2- странах - 10%/год. Страны не относящиеся к OECD используют более высокие значения коэффициента: 8-12%. В упомянутом исследовании в качестве реперных используется два значения нормы дисконтирования: 5 и 10%/ год.
Эксперты пришли к следующим основным выводам:
1. Приведенные затраты производства электроэнергии АЭС находятся в пределах 3,0-5,4 цент/кВт.ч при норме дисконтирования 5%/год или 4,0-7,7 цент/кВт.ч для нормы приведения 10% в год. Поскольку приведенные издержки производства электроэнергии ТЭС имеют такой же большой разброс, из этих результатов невозможно сделать значимых выводов. Вообще сравнивать приведенные затраты производства электроэнергии разных стран не имеет глубокого смысла, т.к. многие значимые факторы невозможно привести к общему знаменателю для всех государств. Так, методики учета и отнесения затрат, уровни оплаты труда, учетные ставки, налоги и т.п. могут сильно отличаться в разных странах. Имеет смысл сравнивать издержки электростанций в пределах одной страны и исследовать отношения издержек производства АЭС и ТЭС для разных стран.
2. Топливная составляющая приведенных затрат АЭС прогнозируется в пределах 0,5-1,1 цент/кВт.ч для легководных реакторов и 0,2-0,3 цент/кВт.ч для тяжеловодных реакторов, т.е. составляет 10-35% приведенных затрат производства электроэнергии. В последние десятилетие затраты на ядерное топливо значительно уменьшились, что объясняется снижением цен на уран, услуги по обогащению, повышением выгорания топлива, а также снижением прогнозируемых затрат на завершающую стадию топливного цикла в некоторых странах. Значительный рост цен на ядерное топливо маловероятен, и даже если цены на уран возрастут при повышении спроса на него в результате ввода новых мощностей АЭС, это приведет к открытию дополнительных месторождений дешевого урана.
3. Эксплуатационная составляющая приведенных издержек производства включает затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание АЭС и оценивается в пределах 0,5-1,6 цент/кВт.ч. Такой широкий диапазон объясняется тем, что некоторые страны относят работы по техобслуживанию к капитальным затратам, а также значительным различием эксплуатационной составляющей многоблочных и одноблочных станций, увеличением количества персонала и усложнением оборудования АЭС в результате процесса регулирования в некоторых странах, а также различиями в затратах на труд.
Получено, что даже при нулевых ценах на оружейный плутоний российско-канадский проект утилизации плутония в реакторе типа CANDU проигрывает по экономичности традиционному урановому варианту топливного цикла ракторов CANDU.
Для ВВЭР-1000 не видно особых экономических преимуществ плутониевого варианта топливного цикла по сравнению с урановым, даже при весьма низких ценах на оружейный плутоний (ниже 5 $/г). Это обусловлено, в частности, довольно малыми ценами на услуги по обогащению урана, которые предполагает центрифужная технология, развернутая в России.
Реактор БН-800 оказывается конкурентоспособным (по критерию приведенных затрат при коэффициенте дисконтирования 10% в год) по сравнению с ВВЭР при ценах на оружейный плутоний ниже 15-20$/г в предположении сравнимых капитальных составляющих этих ректоров. При назначении нулевой цены на оружейный плутоний АЭС с реактором БН-800 может быть примерно на 15% дороже по капитальным затратам, чем АЭС с реактором типа ВВЭР-1000.
"Советские" реакторы типа ВВЭР по топливорасходным характеристикам традиционно уступают зарубежным PWR (примерно на 20% по удельному расходу природного урана на единицу вырабатываемой мощности и по приведенным топливным затратам [1]), вследствие худших нейтронно-физических характеристик активной зоны из-за использования стальных деталей ТВС, являющихся сильными поглотителями нейтронов. Эффективность открытого топливного цикла характеризуется, в частности, отношением выгорания к обогащению топлива (измеряемых в %). Для лучших зарубежных образцов PWR, например, французского N4 оно меньше 1 [4], для ВВЭР-1000 это отношение, как известно, несколько больше 1 (см. табл. 1.1). Стремление улучшить топливные показатели новых проектов ВВЭР, включая НП-1000, дабы приблизить их к зарубежным, за счет использования выгорающих поглотителей и оптимизации схем перегрузок приведет к уменьшению топливной составляющей ВВЭР, а значит к некоторому повышению конкурентоспособности относительно БН-800 на плутониевом топливе при прочих равных условиях.
Авторы благодарят Галину Леонидовну Шарапа за помощь в подготовке некоторых исходных данных и проведение расчетов топливной составляющей приведенных затрат производства электроэнергии АЭС на урановом и плутониевом топливе.
1. Материалы международного семинара "Переработка ядерного топлива, хранение и использование энергетического и оружейного плутония", Москва, декабрь 1992 г., М.: Аллегро-пресс, 1993.
2. Материалы семинара "Накопление плутония в России: научно-технические, социально-экономические, экологические и политические аспекты", Москва, 27-28 апреля 1995 г., г.Долгопрудный: Аллегро-пресс, 1993.
3. The economics of the nuclear fuel cycle, OECD/NEA, 1985.
4. Ядерная энергетика. Проблемы и перспективы, экспертные оценки. М.: ИАЭ им. И.В.Курчатова, 1989.
5. The economics of the nuclear fuel cycle, OECD/NEA, 1994.
6. Конверсия металлического Pu в оксид.
7. Роль ядерной энергетики в электроэнергетике России на ближайшую перспективу (до 2010 г.). М.: РНЦ "Курчатовский институт", 1992.
8. Совершенствование эксплуатации действующих АЭС и новые проекты ALWR. Обзор по зарубежным источникам 1994-1995 гг. М.: ЦНИИАтоминформ. 1995.
9. Projected costs of generating electricity. OECD/NEA/IEA. Paris, 1992.
10. Стратегия развития атомной энергетики в рамках долгосрочной комплексной государственной топливно-энергетической программы Российской Федерации на период до 2010 г. Энергетическая стратегия России. М.: ЦНИИАтоминформ. 1996. Концепция развития ядерной энергетики в долгосрочной энергетической политике Российской Федерации. М.: НИКИЭТ, 1994.
11. Экономика ядерной энергетики России: экономическая структура, конкурентоспособность,
проблемы собственности и инвестиций, экономика зарубежных АЭС. Бюллетень
ЦНИИАтоминформ, №7, стр.3-16, 1996.